diseno de subestaciones electricas compactas …
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UNIVERSIDAD NACIONAL AUTONOMA DE MEXICO
_ ESCUELA NACIONAL DE ESTUDIOS PROFESIONALES
i _TESIS CON CATIA DE ORICEN
“CAMPUS ARAGON”
DISENO DE SUBESTACIONES ELECTRICAS
COMPACTAS TIPO CONVENCIONAL DE
230/23Kv y 85/23Kv HACIENDO USO
DEL DERECHO DE VIA
T E Ss I S
QUE PARA OBTENER EL TITULO DE
INGENIERO MECANICO ELECTRICISTA
P R E Ss E N T A N
CAROLINA ESCUTIA VALDES
HECTOR LUIS ESPINOSA CONTRERAS
ASESOR: ING. PASCUAL RIVERA MUNOZ
MEXICO. 1999
49) ot
UNAM – Dirección General de Bibliotecas
Tesis Digitales
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A Dive:
A Dios. por. Pernilirnos: excstir.
habernos: dado- las bases de RUSTE
_formaciotr, profesional,
A nuestro-asesor:
Core resplo IL afecto- al Ingeniero.
Pascual Rivera MNhutioz,
agradeciendo su valiosa ayuda ere la
claboradin. y presentacibe de
nuestra (esis.
A nuestros maestros:
Todos. cllow gue durante variow atios
NOS (POREINUEL OLY SUB) COROCHTULL OS.
LY comparticron sus caperiencias.
Deseamos agradecer UY.
espectalmente a bow Ungenttros. Shigio
Duarte Cuevas: yr Jose Antonia
Estrada Vllw ambos. miembros det
Departamento de Ingenieria
Gléictrica. de Lite I Fuerzw det
Gentro por su apoyo y aportactones
ra la realizaciin de este trabajo. oy
Porque fedas a tt apoyo,
comprenstit, amor y sobre todo a
iia inteligencia, para, guiarme siempre,
es gue ahora puedo cerrar uno de los
capitulos: nuisy inportantes: de mi
oda.
A ti papa:
Gracias, porgue @ pesar de la
distancia, siempre eslunisle COrCd de
int para apoyarme ¥ alentarme @
seguir adelante,
A. ustedes Betty y Faby:
Por ser hermanas Y Unigas, gue
aungue Con diferentes Sormas de
POI, siernpre he contado con
ustedes. de, palabrary: acadn.
Garotina. Escutia Valdes.
apoyo. incondicional gue me
brindarov aw lo largo de mé carrera,
siempre estardty tte ni coraner.
Gracias por permitirme crecer
contigo. y por darme la oportunidad
de conocer e. verdadero- significado
de fs. palabras companero
anigo, espero contar stempre cor et
privilegio- de tu amistad GO fe
siempre estards ety mi mele y mt
CORON.
Carolina &xeutia Valdes.
Gon. amor Lf admiradbn dedico
presente trabajo a mis padres:
Héctor Luis Espinosa Martinez I
Maria Yolanda Gontreras Det
Calle, galeries durante mt vide etera
me haw apoyado ew todo,
brindéndome stu cartier, “emnpo ¥
COMPLERSOR.
Nii tesis. dedico- a ellos. como una
muestra de gruitad. y- simbolo- de si
esfuter 20.
Ai mis hermanas Minerva. y Cecilia,
for sto compatta y por ef caritio gue
siempre Me han demostrade.
Héctor
A Gare:
cada uno de los momentos de mi
gfecto- de ur emistad,
hecho posible mi: legada hasta: esta etapa de mi vida, Gracias: por su amistad,
Héctor
INDICE
Pag.
INTRODUCCION 1
CAPITULO |
DESCRIPCION GENERAL DE LAS SUBESTACIONES ELECTRICAS.
1. SubestaciOn Electrica, 2.0... cee eee eeteeeeneneesereeeeesteraenereeeseee 4
2. Clasificacién de las subestaciones eléctricas............... cree 5
3. Elementos constitutivos de una subestaciOn..........0.0 certs 6
3.1. El tramsformador....... cece ccc tte e esc ene ceeeneeeenerereeenereerceessenie cette 8
3.1.1.Partes principales del transformadot...........2....01 sce 8
3.1.2.ClasificaciOn de los transformadores............cccc eects 9
3.1.3.Control del transformador..........c.ccccc cc ce eeereee ee enenee serene rsenes 1
3.1.4.Conexiones de los transformadores .........ccecer eerste 41
3.1.5. Autotransformador. 00.0.2... .ccccceeeeeen eens teeree neste ceeeeee reese re rees 13
3.1.6. Transformadores en patalelo...........ccccee ett etter 14
3.2. Transformadores de instrUMENtO..............:eee eter rere eter rete 15
3.2.1. Transformadores de corriente. 16
3.2.2. Transformadores de potencial..............00 16
3.3. Interruptores.......... eect eet 17
3.4. Restauradores........ cscs 22
3.5. Cuchillas desconectadoras
3.6. Relevadores... 26
3.7. PAVAMTAYOS..2. ccc tence eet ee eters c nd naceecanessnseanatensatieneceneneereen eset 28
3.8. Tableros ela ctric0S......0.0 ccc cece nen ene etn rers eases reeraser ct snte 28
3.9, Capacitores..... cece cere ceee ee teee renee erennessasestengrsearararerenteces 30
INDICE
3.10. Divisor de Voltaje........ ee eee eee cene ene eeee rere neeeee ee reneeececesrentneea te reitiee 30
3.11.Barras colectoras
3.41.1 Barras... creer teeter ecient terete
3.11.2. Tipos de barras
3.12.Sistema de tierras.......... ee tees
3.13.Pianta de emergencia...............0.-: ee
4, Topologia y diagramas de conexiones de las subestaciones eléctricas........ 36
4.1.Arreglo de interruptor y medio.
4.2.Arreglo de anillo en afta tensién..
4.3.Arreglo de doble barra con amarre
4.4. Arreglo en anillo para 23 KV... cece cseeeenee eneteettereeneererieee en eetsee 42
CAPITULO II
SUBESTACIONES COMPACTAS 230/23 KV Y 85/23 KV.
1. Diagrama Unifilat. cece ceerne rere c ce cnecenesensenacieneaecieeaerieeeceeenetes 43
2. Arte glo FISICO.... cs. ececeeecccceeeeeeseeeeeneeeecserecnseanerseetensersssseseseenreeasasacasagneegatens 47
2.1. Arregio fisico Con Marco de reMate..............cceeecececetet eters nets eteetseseeen 48
2.2. Arreglo fisico sin marco de remate.............ccce ee cere renee tetas 53
3. Diagrama esquematico de ProtecciGN.............ccc ee eee reer eeee eee tetenerees 58
3.1 Diagrama esquematico de proteccion de alimentadores................... 59
3.2 Diagrama esquematico de proteccién para los bancos de potencia...... 61
4. COMO ooo eee eect cceceecteeecataccseeenescsscecsecneesenensesseeetaeteseanae cererennetsasias® 63
CAPITULO Ill
ANALISIS ECONOMICO.
4. Analisis comparativo para subestaciones de 230/23 kV... 68
2. Analisis comparativo para subestaciones de 85/23 kV . 72
BNEXO Aono cece ceeeee ers cne ners ececnerssacnecnaneersntnitersannensercrssseeseegneniencgegse
ANEXO Boone cccccceeecccceccee cee eeereeseeneeneeseueneeneeesseaeeeseensanesenacceeneenseneseesetenenesenes
CONCLUSIONES 2202. re tener eater ners teen ceeeneneneceneneneneeigeenanasi ts
BIBLIOGRAFIA. 000.0 cceeee eerste terete snenecensesenenecenessseeesesaaneenenenanecnas®
77
INTRODUCCION
INTRODUCCION
Luz y Fuerza del centro (LFC), tiene la funcion primordial de proporcionar
servicio eléctrico a la comunidad, operando y manteniendo el Sistema Central que se
interconecta a través de lineas de transmisién con el resto del Sistema Eléctrico
Nacional de la Republica, por lo cual abastece de fiuido eléctrico a los habitantes del
Distrito Federal, Estado de México y parte de los estados de Hidalgo, Morelos y
Puebla, fo cual demanda una energia de aproximadamente la cuarta parte del total
de la energia consumida en el pais (fig. 1), en un area del 1.6% del territorio nacional
(25,310km?).
NOROESTE
PENINSULAR
24% DE LA DEMANDA NACIONAL ATENDIDA POR LFC
‘
AREA METROPOLITANA DELA =~ CD. DE MEXICO CON 20% DE LA DEMANDA NACIONAL EN UNA SUPERFICIE DE 0.4% DEL TERRITORIO NACIONAL
CENTRAL
Figura 1 Ambito geografico de! area de control central
Debido a ta creciente demanda de energia eléctrica y considerando que en la
zona central que abastece LFC es cada dia mas dificil conseguir terrenos para la
construccién de subestaciones eléctricas, principalmente en zonas urbanas, donde
el numero de ellos ha disminuido considerablemente, su costo es muy elevado y
desde luego esos pocos espacios tienen un area muy reducida, es necesario pensar
en el proyecto de subestaciones compactas ya sea convencionales con aislamiento
en aire o subestaciones del tipo encapsulado con aislamiento en SF6.
El analisis que debe hacerse con respecto al uso de uno u otro tipo de
subestaciones, requiere necesariamente de estudios econdmicos, técnicos y
sociales.
Ademas, ain en zonas rurales donde tos espacios son mas grandes y podia
pensarse que no habria problema para la construccién de una subestacion, es
necesario que los terrenos viables para dichas obras se encuentren disponibles
dentro del area donde se requiere la demanda de energia eléctrica.
Cuando LFC quiere ampliar el sistema de potencia y se encuentra con ese
tipo de problemas, tiene como resultado que las subestaciones se encuentran
tetiradas de los centros de carga; lo que provoca que los alimentadores sean mas
largos y por lo tanto existan pérdidas considerables y una regulacion deficiente.
La propuesta del presente trabajo es la construccién de subestaciones
eléctricas compactas con equipo convencional haciendo uso de los derechos de via
de las lineas de transmisién de 85 y 230 kV, del sistema de LFC; que no sdlo
permitan una eficiencia de operacién adecuada, sino ademas utilicen equipo y
material reducido en su construccién.
Asi pues, el desarrollo de esta propuesta se efecttia de la siguiente manera:
El capitulo 1 presenta !os conceptos basicos de las subestaciones eléctricas
describiendo las partes que la componen asi como las caracteristicas principales de
cada una de ellas: también se incluyen tos diagramas de conexiones para
subestaciones eléctricas mas utilizadas por LFC.
E! capitulo 2 contiene el diagrama unifilar y el arreglo fisico que se propone
para construir subestaciones tanto de 85/23 kV como de 230/23 kV dentro de los
derechos de via, se incluye también el diagrama de proteccién que se utilizaria para
este tipo de subestaciones asi como su control.
En el capitulo 3 se muestra un andlisis econdmico de las subestaciones
propuestas, comparandolas con otras subestaciones actualmente utilizadas por LFC.
Finalmente se presentan las conclusiones de este trabajo y se incluyen dos
anexos, en uno de los cuales se detalla el costo de jas subestaciones para cada uno
de los arreglos analizados y el otre contiene los simbolos eléctricos utilizados en los
diagramas.
we
CAPITULO
I
DESCRIPCION GENERAL DE LAS SUBESTACIONES
ELECTRICAS
I. Subestacién eléctrica.
Una subestacion eléctrica es un conjunto de equipos que tienen fa funcién de
modificar los parametros de la potencia eléctrica (tension y corriente) y de proveer un
medio de interconexidn y despacho entre las diferentes lineas de un sistema.
Ei punto de partida para la localizacion de una subestacién se deriva de un
estudio de planeacion, a partir del cual se localiza, con !a mayor aproximacion, el
centro de carga de la regién que se necesita alimentar.
Un método que se puede utilizar para localizar una subestacion, es el
siguiente: en un plano grande de una ciudad se traza, a escala, una cuadricula que
puede ser de 0.5 x 0.5 km. En cada cuadro de medio kilémetro de lado, se obtiene
estadisticamente la capacidad instalada, contando el numero de transformadores de
distribucién repartidos en e! area y sumando la potencia en kVA de todos ellos.
Lo anterior se efectua afio tras afio y, en esta forma, se detecta la velocidad
de crecimiento de ta demanda eléctrica en ef area mencionada, en kVA, para cinco y
para diez afos. Obtenida la localizacién del centro de carga, conociendo la
capacidad actual de fa subestacién y previendo las ampliaciones futuras, se
determina la superficie necesaria para la instalacién de la misma. A continuacién, se
procede a !a localizacion de un terreno de area igual o mayor a ta requerida y lo mas
préximo posible al centro de carga del area.
Una vez localizado el terreno, y antes de comprarlo, se debe efectuar un
estudio para que no exista dificultad en la llegada de los circuitos de alimentacion a
4
la subestacion. Las alimentaciones podran efectuarse por medio de lineas de
transmision, o bien, si no hay espacio disponible para su tendido, por medio de
cables subterraneos de alta tension.
Localizado el terreno necesario, se procede a la obtencién de los datos
climatolégicos de la region.
a) Temperaturas, maxima y minima.
b) Velocidad maxima del viento.
c) Altura sobre el nivel del mar.
d) Nivel sismico.
e) Nivel pluviométrico.
f) Grado de contaminacién.
La capacidad de una subestacién se fija, considerando la demanda actual de
la zona en kVA, mas el incremento en el crecimiento, para tos siguientes diez afios,
previendo el espacio necesario para las futuras ampliaciones.
Las tensiones normalizadas para un sistema de potencia en México son las
siguientes:
Alta tensibn 400, 230, 85 y 23 kV.
Baja tension 440, 220 y 127 V.
ll. Clasificacién de las subestaciones eléctricas.
Las subestaciones se pueden denominar, de acuerdo con el tipo de funcion
que desarrollan, en tres grupos:
a) Subestaciones variadoras de tensi6n.
b) Subestaciones de maniobra 0 seccionadoras de circuito.
c) Subestaciones mixtas (mezcla de las dos anteriores).
De acuerdo con la potencia y tension que manejan las subestaciones, éstas
se pueden agrupar en:
a) Subestaciones de transmision, Arriba de 230 kV.
b) Subestaciones de subtransmisi6n. Entre 230 y 115 kV.
c) Subestaciones de distribucion primaria. Entre 115 y 23 kV.
d) Subestaciones de distribucién secundaria. Abajo de 23 kV.
De acuerdo al tipo de construccién, éstas se pueden clasificar como:
a) Tipo intemperie. Estas subestaciones se construyen en terrenos expuestos a la
intemperie y requieren de un disefio y equipos capaces de soportar el
funcionamiento bajo condiciones atmosféricas adversas (lluvia, viento, nieve e
inclemencias atmosféricas diversas) por lo general se adoptan en los sistemas de
alta tension.
b) Tipo interior. En este tipo de subestaciones fos equipos que se usan estan
disefados para operar en interiores.
c) Tipo blindado. En estas subestaciones los equipos se encuentran muy protegidos
y el espacio necesario es muy reducido en comparacion con las construcciones de
subestaciones convencionales, por lo general se utilizan en el interior de edificios
que requieran de poco espacio para estas instalaciones.
Ill. Elementos constitutivos de una subestaci6n.
Los elementos que constituyen una subestacion se pueden clasificar en
elementos principales y elementos secundarios.
¢ Elementos principates.
1, Transformador.
2. Transformadores de instrumento.
3. Interruptor.
4. Restaurador.
5. Cuchillas desconectadoras.
6. Relevadores.
7. Apartarrayos.
8. Tableros eléctricos.
9. Capacitores.
10.Divisores de voltaje.
11.Barras colectoras.
12.Sistema de tierras.
13.Planta de emergencia.
« Elementos secundarios.
. Cables de potencia.
Cables de control.
. Alumbrado.
. Estructura.
. Herrajes.
. Equipo contraincendio.
. Equipo de filtrado de aceite.
. Trincheras, ductos, conductos, drenajes.
oan
Donk
WN
=
. Cercas.
Se puede mencionar que todos los elementos de una subestacién eléctrica
tienen una funcién que desempefiar y cada uno es importante de acuerdo a la
ubicacién que guardan dentro de la instalacién, sin embargo es obvio que es
hecesario mencionar con cierto detalle aquellos elementos que por la funcion que
desempenan resultan de mayor importancia.
3.1. El transformador.
El transformador es ta parte mas importante de una subestacion eléctrica ya
sea por fa funcién que representa de transferir la energia eléctrica de un circuito a
otro, o bien por su costo con relaci6n a las otras partes de la instalacion.
El transformador es un dispositivo eléctrico que por induccion
electromagnética transforma energia eléctrica de uno o mas circuitos, a uno o mas
circuitos, acoplando inductivamente a la misma frecuencia y cambiando usualmente
los valores de tension y corriente.
3.1.1. Partes principales del transformador.
Las principales partes que constituyen un transformador de potencia son:
. Tanques.
. Tubos radiadores.
. Nucleo (circuito magnético).
. Devanados.
. Tanque conservador.
. Indicador de nivel de aceite.
. Relé de proteccion (Buchholz).
an
Onn
kk wWN
=
. Tubo de escape.
9. Boquillas.
10.Aisladores de porcelana.
11.Puesta a tierra.
12.Conexi6n de los tubos radiadores.
13.Termémetro.
14_Base de rolar.
15.Refrigerante.
® @ ® © ©
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Vl a
©
H@utyt
yt
Figura 1. Partes esenciales de! transformador
3.1.2. Clasificacién de los transformadores.
Los transformadores se pueden ciasificar por:
a) La forma de su nucleo.
4. Tipo nucleo.
2. Tipo acorazado.
b) Por el numero de fases.
1. Monofasico.
2. Trifasico.
c) Por el numero de devanados.
1. Dos devanados.
2. Tres devanados.
d) Por el medio refrigerante.
1. Aire.
2. Aceite.
3. Liquido inerte.
e) Por el tipo de enfriamiento.
1. Enfriamiento OA - Autoenfriados.
2. Enfriamiento OW- Con enfriamiento por agua.
3. Enfriamiento OW/A - Enfriados por agua y con enfriamiento propio.
4. Enfriamiento OA/FA - Autoenfriados/ Enfriado por aire forzado.
5. Enfriamiento OA/FA/FA - Auto enfriados/ Enfriados por aire forzado (primer
paso) y de enfriamiento por aire forzado (segundo paso).
6. Enfriamiento FOA - Enfriamiento por circulacion forzada, de! liquido en
enfriadores de aire.
7. Enfriamiento OA/FA/FOA- Autoenfriados/Enfriamiento por aire forzado y de
enfriamiento por circulacion forzada del liquido en enfriadores de aire.
8. Enfriamiento FOW - Por circulacién forzada del liquido en enfriadores con agua.
f) Por la regulacién.
1. Regulacion fija.
2. Regulaci6n variable con carga.
3. Regulacién variable sin carga.
g) Por su operacién.
1. De potencia.
2. De distribucién.
3. De instrumento.
h) Por su instalacién.
1. Tipo poste (sdlo de distribucién).
2. Tipo subestacion.
i) Por su servicio.
4. Para uso interior.
2. Para uso intemperie.
3. Para uso en atmésferas inflamables o explosivas.
3.1.3. Control del transformador.
Los parametros que se deben controlar para mantener en buen estado el
funcionamiento del transformador son los siguientes:
4. Temperatura del transformador.
La temperatura de un transformador se lee por medio de termémetros de
mercurio.
2. Presién del transformador.
La presion en los transformadores se controla normalmente por medio de
mandémetros que pueden tener accionamiento automatico.
3. Nivel de aceite o liquido.
El nivel de aceite se controla mediante indicadores de nivel que asi mismo pueden
tener accionamiento automatico.
4. Rigidez dieléctrica del aceite.
La rigidez dieléctrica del aceite se controla tomando muestras periddicamente del
aceite del transformador por medio de la valvula de muestra que se encuentra
colocada por !o general en la parte inferior del transformador.
3.1.4. Conexiones de los transformadores.
Los primarios y los secundarios de cualquier transformador, pueden
conectarse de cualquiera de las siguientes formas:
Conexion delta - delta.
La conexion delta - delta en transformadores trifasicos se emplea
normalmente en lugares donde existen tensiones relativamente bajas; en sistemas
de distribucién se utiliza para alimentar cargas trifasicas a tres hilos.
Hy Ha H3
f 4 (
Figura 2.
Conexion estrella - estrella.
Esta conexién se emplea en tensiones muy elevadas ya que se disminuye la
cantidad de aislamiento.
Hy Hy H3
N x, ' EE | =
1 X2 Xi
Figura 3
x
Conexion delta - estrella.
Esta conexién se emplea en aquellos sistemas de transmisién en que es
necesario elevar voltajes de generacion. En sistemas de distribucion es conveniente
su uso debido a que se pueden tener dos voltajes diferentes (entre fase y neutro).
Conexién estrella - delta.
Se utiliza esta conexion en los sistemas de transmisién de las subestaciones
receptoras cuya funcién es reducir voltajes. En sistemas de distribucion es poco
usual.
Conexion delta abierta - delta abierta.
Esta puede considerarse como una conexién de emergencia en
transformadores trifasicos, ya que si un transformador se quema o sufre una averia
en cualquiera de sus fases, se puede seguir alimentando carga trifasica operando el
transformador a dos fases, solo que su capacidad disminuye a un 58.8%
aproximadamente.
3.1.5. Autotransformador.
Es un dispositivo eléctrico estatico que transfiere energia de ciertas
caracteristicas de un circuito a otro con caracteristicas diferentes, por conduccién
eléctrica e induccidn electromagnética, manteniendo la frecuencia constante.
El autotransformador tiene un circuito magnético y, a diferencia del
transformador, sus circuitos eléctricos estan unidos entre si.
Se utiliza cuando la relacion de transformacién es menor de dos. Son mas
baratos que jos transformadores equivalentes y sus caracteristicas generales son las
siguientes:
a) Menor tamajio, peso y costo.
b) Como fa impedancia entre primario y secundario eS menor que en un
transformador, se presenta una posibilidad mayor de fallas.
c) Debido a que sélo existe una bobina, el devanado de baja tensién también debe
soportar las sobretensiones que recibe el devanado de alta tension.
a) Las conexiones en el primario y el secundario deben ser siempre iguales o sea
estrella-estrella 0 delta-delta; estas ultimas no son usuales.
3.1.6. Transformadores en paralelo.
Se entiende que tienen operacion en paralelo aquellos transformadores cuyos
primarios estan conectados a una misma fuente y los secundarios a una misma
carga.
Las razones por las que los transformadores se empiean en esta forma son
las siguientes:
4. Se conectan transformadores en paralelo cuando las capacidades de generacion
son muy elevadas y se requeriria un transformador demasiado grande.
2. Para lograr un incremento en la capacidad de una instalacion, frecuentemente se
presenta el aumento de carga, por lo que es necesario aumentar esa capacidad.
En vez de comprar un transformador mas grande, se instala en paratelo con el ya
existente otro de capacidad igual a la nueva demanda; ésto resulta
econdmicamente mas conveniente.
3. Para dar flexibilidad de operaci6n a un sistema.
Para la operacién de transformadores en paralelo son necesarios los
siguientes requisitos:
1. Igual relacién de transformacién.
2. Voltajes iguales en el lado primario y secundario.
3. Las relaciones de resistencias y reactancias deben ser equivalentes.
4
3.2. Transformadores de instrumento.
Son unos dispositivos electromagnéticos cuya funcién principal es reducir a
escala, las magnitudes de tension y corriente que se utilizan para fa proteccién y
medicién de los diferentes circuitos de una subestacion, o sistema eléctrico en
general.
Como los aparatos de medicién y proteccién que se montan sobre los tableros
de una subestacién no estan construidos para soportar ni grandes tensiones, ni
grandes corrientes; se dispone de fos aparatos llamados transformadores de
corriente y potencial que representan, a escalas muy reducidas, las grandes
magnitudes de corriente o de tensién respectivamente.
Los transformadores de instrumento tienen diferente precision de acuerdo con
el empleo que se les dé. A esta precision se le denomina clase de precision y se
selecciona de acuerdo con la siguiente tabla:
CLASE UTILIZACION
0.1 Los pertenecientes a esta clase son generalmente transformadores
patrones empleados en laboratorios para calibracién.
0.2 Los de esta clase pueden emplearse como transformadores
patrones o para alimentar instrumentos que requieran mucha
precisién, como son instrumentos registradores, controladores, etc.
05 Los de esta clase se emplean comunmente para alimentar
instrumentos de medicién normal, como son amperimetros,
véltmetros, wattmetros, etc. 3 Los pertenecientes a esta clase son empleados normalmente para
alimentar instrumentos de proteccién como son relevadores.
3.2.1. Transformadores de corriente.
Son aparatos en que !a corriente secundaria, dentro de las condiciones
normales de operacién, es practicamente proporcional a la corriente primaria.
Desarrollan dos tipos de funcion: transformar la corriente y aislar los instrumentos de
proteccién y medicién conectados a los circuitos de alta tension.
E1 primario del transformador se conecta en serie con el circuito por controlar y
el secundario se conecta en serie con las bobinas de corriente de los aparatos de
medicion y de proteccién que requieran ser energizados.
Los transformadores de corriente se pueden fabricar para servicio interior 0
exterior. Los de servicio interior son mas econémicos y se fabrican para tensiones de
servicio de hasta 25kV, y con aislamiento en resina sintética. Los de servicio exterior
y para tensiones medias se fabrican con aislamiento de porcelana y aceite, aunque
ya se utilizan aislamientos a base de resinas que soportan las condiciones
climatologicas. Para altas tensiones se continuan utilizando aislamientos a base de
papel y aceite dentro de un recipiente metalico, con boquillas de porcelana.
La tension del aislamiento de un transformador de corriente debe ser, cuando
menos, igual a la tensién mas elevada del sistema al que va a estar conectado.
Las relaciones de transformacién son de diferentes valores, pero la corriente
en el devanado secundario normalmente es de 5A.
3.2.2. Transformadores de potencial.
Son aparatos en que la tension secundaria, dentro de las condiciones
normales de operacién, es practicamente proporcional a la tension primaria.
Desarrollan dos funciones: transformar la tension y aislar los instrumentos de
proteccion y medicion conectados a los circuitos de alta tension.
16
El primario se conecta en paralelo con el circuite por controlar y el secundario
se conecta en paralelo con las bobinas de tensién de los diferentes aparatos de
medicién y de proteccién que se requiere energizar.
Estos transformadores se fabrican para servicio interior o exterior, y al igual
que fos de corriente, se fabrican con aislamientos de resinas sintéticas para
tensiones bajas o medias, mientras que para altas tensiones se utilizan aislamientos
de papel, aceite y porcelana.
El voltaje en el devanado secundario es normalmente de 127V.
3.3. interruptores.
El interruptor es un dispositivo destinado al cierre y apertura de la continuidad
de un circuito eléctrico bajo carga, en condiciones normales y bajo condiciones de
corto circuito.
Sirve para insertar o retirar de cualquier circuito energizado maquinas,
aparatos, lineas aéreas o cables. Su comportamiento determina el nivel de
confiabilidad que se puede tener en un sistema eléctrico de potencia.
Ei interruptor debe ser capaz de interrumpir corrientes eléctricas de
intensidades y factores de potencia diferentes, pasando desde las corrientes
capacitivas de varios cientos de amperes a las inductivas de varias decenas de
kiloamperes (corto circuito).
El interruptor se puede considerar formado por tres partes principales:
¢ Parte activa.
Esta constituida por las camaras de extincién que soportan los contactos fijos y el
mecanismo de operacién que soporta los contactos méviles.
isi
+ Parte pasiva.
Esta formada por una estructura que soporta uno o tres depésitos de aceite, (si el
interruptor es de aceite), en los que se aloja la parte activa.
En si, la parte pasiva desarrolla las funciones siguientes:
a) Protege eléctrica y mecanicamente el interruptor.
b) Ofrece puntos para et levantamiento y transporte del interruptor, asi como
espacio para la instalacién de los accesorios.
c) Soporta los recipientes de aceite, si los hay, y el gabinete de control.
« Accesorios.
Se consideran como tales las siguientes partes:
a) Boquillas terminales que a veces incluyen transformadores de corriente.
b) Valvulas de llenado, descarga y muestreo del fluido aislante.
c) Conectores de tierra.
d) Placa de datos.
e) Gabinete que contiene fos dispositivos de control, proteccion, medicién,
accesorios como: compresora, resorte, bobinas de cierre o de disparo,
calefaccion, etc.
El accionamiento de los dispositivos de control puede ser de tipo neumatico,
electrohidraulico o de resorte.
Los interruptores se pueden dividir en los siguientes grupos.
1. Gran volumen de aceite.
Los interruptores de grandes capacidades con gran volumen de aceite originan
fuertes presiones internas que en algunas ocasiones pueden provocar
explosiones. Para disminuir estos riesgos se idearon dispositivos donde se forman
las burbujas de gas, reduciendo las presiones a un volumen menor. Estos
dispositivos reciben el nombre de camaras de extraccién y dentro de estas
camaras se extingue el arco. El procedimiento de extincién es el siguiente:
18
a) Al ocurrir una falla se separan los contactos que se encuentran dentro de la
camara de extincién.
b) Los gases que se producen tienden a escapar, pero como se hallan dentro de
la camara que contiene aceite, originan una violenta circulacién de aceite que
extingue el arco.
c) Cuando ei contacto movil sale de la camara, el arco residual se acaba de
extinguir, entrando nuevamente aceite frio a la camara.
d) Cuando los arcos se han extinguido, se cierran los elementos de admision de la
camara.
En la figura 4 se ilustra el diagrama de un interruptor de gran volumen de aceite
con camara de extincién.
Boauillas de conexién al circuito............-.06 4
Contactos fijos. 2
Camara de extinciOn. 0.0... cece ceeeeeeeteeneeeeee 3
Contactos moviles con su vastago... 4
Recipiente.... ee ccesssceesceereeceeeeeneeeeneeneeeeteee 5
Aceit 6
° ¢
¢
Figura 4
19
2. Pequerio volumen de aceite.
Los interruptores de reducido volumen de aceite reciben este nombre debido a
que su cantidad de aceite es pequefia en comparacién con los de gran volumen.
(Su contenido de aceite varia entre 1.5 y 2.5 % del que contienen los de gran
volumen).
El funcionamiento de este interruptor es el siguiente:
a) Al ocurrir una faila se desconecta el contacto movil originandose un arco
eléctrico.
b) A medida que sale el contacto movil se va creando una circulacién de aceite
entre las diferentes camaras que constituyen el cuerpo.
c) Al alcanzar ei contacto mévil su maxima carrera el aceite que circula
violentamente extingue el arco por completo.
“d) Los gases que se producen escapan por la parte superior del interruptor.
En la figura 5 se ilustra e! interruptor de pequefio volumen de aceite.
Parte Oxterna........ccceccceeeserscceceeceecneeeeteseeneneeneese 1
Cuerpo de la Camara... eer r eee terete 2
Contacto MOVIL... eee ee eet eree teeter tee ereeeetee 3
Figura 5
20
3, Neumaticos.
Su uso se origina ante la necesidad de eliminar el peligro de inflamacion y
explosion dal aceite utilizado en los interruptores de los dos casos anteriores.
En este tipo de interruptores el apagado del arco se efectta por la accién violenta
de un chorro de aire que barre el aire ionizado por efecto del arco. El poder de
ruptura aumenta casi proporcionalmente a la presion del aire inyectado. La
extincién del arco se efectta en un tiempo muy corto, lo cual produce
sobretensiones mayores que en los casos anteriores.
4. Hexafloruro de azufre.
Son interruptores cuya camara de extincion opera dentro de un gas llamado
hexafloruro de azufre (SFs), éste es un gas que presenta ciertas caracteristicas
particulares para la extincién del arco debido a que retine dos requisitos
fundamentales.
a) Un elevado valor de rigidez dieléctrica.
b) Una elevada velocidad de recuperacién de la rigidez dieléctrica cuando se
pierde durante la interrupcion a causa del arco eléctrico.
La rigidez dieléctrica de! SFe a la presién atmosférica es dos o tres veces mayor
que la del aire.
5. Vacio.
En los interruptores en vacio los contactos estén dentro de botellas especiales en
las que se ha hecho el vacio casi absoluto. El contacto fijo esta sellado con la
camara de vacio y por el otro lado entra el contacto movil, que también esta
sellado al otro extremo de la camara y que, en lugar de deslizarse se mueve junto
con ta contraccién de un fuelle de un material que parece ser una aleacion del
laton.
Al abrir los contactos dentro de la camara de vacio, no se produce ionizacién y,
por tanto, no es necesario el soplado del arco, ya que éste se extingue
practicamente al paso por cero después del primer ciclo.
3.4. Restauradores.
Para satisfacer la continuidad dei servicio eléctrico se ided un interruptor de
operacién automatica llamado restaurador, que no necesita de accionamiento
manual para sus operaciones de cierre o apertura (la operacién manual se refiere al
mando por control remoto), es decir, construido de tal manera que un disparo o un
cierre esta calibrado de antemano y opera bajo una secuencia ldgica predeterminada
que constituye un interrupter de operacién automatica con caracteristicas de
apertura y cierre regulables de acuerdo con las necesidades de {a red de distribucién
que se va a proteger.
Un restaurador tiene sus tres contactos dentro de un mismo tanque, opera en
forma semejante a un interruptor trifasico, ya que sus contactos méviles son
accionados por un vastago comin, conectando y desconectando en forma
simultanea.
El proceso de apertura y recierre es el siguiente:
4. Cuando ocurre una falla la bobina de disparo se energiza y actua sobre un
trinquete mecanico que hace caer a los contactos moviles.
2. Los contactos méviles disponen de resortes tensionados de tal forma que la
apertura es rapida. Al caer los contactos moéviles energizan la bobina de recierre
que se encuentra calibrada para operar con un cierto intervalo.
3. La bobina de recierre acciona un dispositivo mecanico que opera los contactos
moviles, conectandose nuevamente con los contactos fijos.
4. Si {a falla es transitoria, el restaurador queda conectado y preparado para otra
falla: si ta falla es permanente repetira todo el proceso anterior hasta quedar fuera
segun sea el numero de recierres para el cual se ha calibrado.
La interrupcién del arco tiene lugar en una camara de extincion que contiene
a los contactos.
3.5. Cuchillas desconectadoras.
Son dispositivos de maniobra capaces de interrumpir en forma visible la
continuidad de un circuito, pueden ser maniobrables bajo tensién pero en general sin
corriente ya que poseen una capacidad interruptiva casi nula.
Su empleo es necesario en los sistemas ya que debe existir seguridad en el
aislamiento fisico de los circuitos antes de realizar cualquier trabajo y para los cuales
la presencia de un interruptor no es suficiente para garantizar un aislamiento
eléctrico.
Las cuchillas desconectadoras en particular deben cumplir con los siguientes
tequisitos:
¢ Garantizar un aislamiento dieléctrico a tierra y sobre todo en la apertura.
@ Conducir en forma continua la corriente nominal sin que exista una elevacién de
temperatura en las diferentes partes de la cuchilla y en particular de los contactos.
¢ Soportar por un tiempo especificado (generalmente un segundo) los efectos
térmicos y dinamicos de las corrientes de corto circuito.
@ Las maniobras de cierre y apertura se deben realizar sin posibilidad de que se
presenten falsos contactos atin en condiciones atmosféricas desfavorables como
puede ser por ejemplo la presencia de hielo.
Las cuchillas desconectadoras pueden tener formas y caracteristicas
constructivas que tienen variantes en base a la tension de aislamiento y a la
corriente que deben conducir en condiciones normales, pudiéndose distinguir:
1. Cuchillas unipotares.
En este seccionador en la posicién cerrada !a navaja se encuentra insertada en un
contacto que esta apristonando fuertemente la navaja para garantizar un buen
contacto eléctrico.
23
Puede haber una o mas navajas segtin sea la corriente nominal que conducen,
por lo general se emplean en baja tension y en tensiones medias con corrientes
hasta de 1500 Amperes.
Figura 6. Cuchilla desconectadora unipolar.
2. Cuchillas tripolares.
Son basicamente el mismo tipo de cuchillas unipolares pero el mando es tal que
se accionan las tres fases simultaneamente.
3. Cuchillas unipolares de rotaci6n.
Estas pueden tener un perno contro! o bien con interrupcion doble o pueden existir
de interrupcién simple con columna central giratoria, son utilizadas por lo genera!
en sistemas de alta tension con corrientes hasta de 2000 Amperes.
Figura 7. Cuchilla desconectadora unipolar de rotacion
4. Cuchillas desconectadoras tripolares giratorias.
Son casi iguales a las giratorias unipolares, pero emplean mando tripolar para
accionamiento simultaneo de los tres polos, por lo general se usan en 85 y 230
kV.
5. Cuchillas desconectadoras de apertura vertical.
En estas cuchillas se tiene un giro del orden de 110° de la columna central del
aislador, la apertura se realiza en dos tiempos por medio de un giro de 60° de la
cuchilla (navaja) que gira sobre su propio eje y un movimiento vertical de la otra
navaj en forma propia. Los puntos de contacto son antihielo y a prueba de
contaminacion. Se usan en sistemas de 85 a 230 kV.
Figura 8. Cuchilla desconectadora de apertura vertical.
6. Cuchillas desconectadoras tipo pantografo.
Se construyen en general del tipo monopolar siendo su elemento de conexion del
tipo pantografo de donde viene su nombre, el cierre del circuito se obtiene
levantando el contacto movil que se encuentra sobre el pantografo conectandose
al contacto fijo que se monta sobre el cable o sistema de barras de la subestaci6n,
su empleo es importante en las subestaciones en donde se dispone de poco
espacio para la subestacién y por otro lado presenta la ventaja de que pueden ser
inspeccionadas sin poner fuera de servicio esa parte de la instalaci6n.
Figura 9. Cuchilla desconectadora tipo pantégrafo
Para la mayoria de os tipos de cuchillas mencionadas se tienen basicamente
las siguientes formas de accionamiento:
¢ Manual directo o con pértiga.
@ Manual con mando por varilla y palanca o manivela.
¢ Acontrot remote accionadas por motor eléctrico o bien en forma neumatica.
3.6. Relevadores.
Ei relevador es un dispositivo que provoca un cambio brusco en uno o mas
circuitos eléctricos de control, cuando la cantidad 0 cantidades medidas a las cuales
responde cambian de una manera predeterminada.
Los relevadores se dividen en cuatro grupos:
a) Relevador de proteccién. La funcion de este relevador es la de detectar fallas en
lineas 0 aparatos, o bien otro tipo de condiciones indeseables, e incitar o permitir
una apropiada desconexién al dar una adecuada sefial de alarma. Estos
relevadores se llaman de “alta velocidad” cuando su tiempo de operacién no
excede de tres ciclos en frecuencias de 60 c.p.s., y de “baja velocidad” cuando
operan en mas de tres ciclos.
b) Relevador auxiliar. El relevador auxiliar es usado para asistir en el desarrollo de
sus funciones a los relevadores de proteccién, como respaldo.
c) Relevador regulader. Es un regutador cuya funcién es detectar la variaci6n no
deseada de la cantidad medida o variable controlada, y restaurar la cantidad
dentro de fos limites deseados o establecidos con anterioridad.
d) Relevador verificador. Es aquel cuya funcién es verificar las condiciones del
sistema de fuerza con respecto a limites prescritos indicando operaciones
automaticas o permitiéndolas, ademas de abrir un interruptor durante las
condiciones de falla.
Los relevadores y otros aparatos para proteccién de corto circuito, excepto
fusibles y elementos de accién térmica en interruptores de bajo voltaje, se basan
fundamentalmente en dos principios de operacién:
1. Atraccién electromagnética.
2. Induccion electromagnetica.
Existen diferentes tipos de relevadores usados en la proteccién de fos
sistemas de potencia normalmente accionados por sefial eléctrica y eventualmente
por algun otro tipo de elemento como son fos relevadores accionados por presion o
temperatura, en particular para los sistemas de potencia se empiean relevadores
accionados eléctricamente.
Estos relevadores se pueden clasificar de acuerdo a diferentes formas:
a) De acuerdo a la naturaleza de la cantidad actuante a la cual el retevador
responde: de corriente, voltaje, frecuencia, y la direccién de éstos responde a una
sefial especifica.
b) De acuerdo al método por el cual el relevador actua sobre el interruptor puede ser
de accién directa cuyos elementos actuan directamente en forma mecanica para
operar al interruptor y de accién indirecta cuyo elemento de control acta sobre
una fuente auxiliar para operar al interruptor.
c) De acuerdo a la funcion del esquema de proteccién los relevadores se pueden
clasificar como principates y auxiliares.
d) De acuerdo a la conexién de sus elementos de conexién los relevadores primarios
son aquellos cuyos elementos de deteccién se conectan directamente en el
circuito o elemento que protegen y relevadores secundarios aquellos que se
conectan a través de transformadores de potencial o de corriente.
27
3.7. Pararrayos.
Son unos dispositivos eléctricos formados por una serie de elementos
resistivos no lineales y explosores que limitan la amplitud de las sobretensiones
originadas por descargas atmosfeéricas, operacion de interruptores o desbalances de
sistemas
Un dispositivo de proteccién efectivo debe tener tres caracteristicas
principales: comportarse como un aislador mientras la tensién aplicada no exceda de
cierto valor predeterminado, convertirse en conductor al alcanzar la tension ese valor
y conducir a tierra la onda de corriente producida por !a onda de sobretension.
Una vez desaparecida la sobretension y restablecida fa tensién normal, el
dispositivo de proteccion debe ser capaz de interrumpir la corriente.
Los pararrayos deben quedar conectados permanentemente a los circuitos
que protegen y entran en operacion en el instante en que la sobretensi6n alcanza un
valor convenido, superior a la tensi6n maxima del sistema.
3.8. Tableros eléctricos.
Los tableros de una subestacién tienen por objeto soportar fos aparatos de
control, proteccién y medicién, el diagrama sinéptico (bus mimico) y los indicadores
luminosos de posicién.
Existen diferentes tipos de tableros:
a) Tabieros de un solo frente.
En subestaciones pequefias se pueden montar los aparatos de control y de
proteccion en un mismo tablero de un soto frente. Este tipo de instalacion se
encuentra en subestaciones antiguas.
Actuaimente esta disposicion ya no se realiza en las nuevas subestaciones,
debido al mayor tamafio de las mismas y a ia mayor complejidad tanto de las
protecciones como de la automatizacion, que hacen conveniente utilizar otros
tipos de disposicion mas funcionales.
b) Tableros duplex.
En el arreglo de tipo duplex, que es una disposicion muy usada en los Estados
Unidos, y que se adapta a las subestaciones de tamafio medio, los dispositivos de
mando y los aparatos indicadores van montados en un tablero frontal y los
relevadores de proteccién en un tablero posterior.
La desventaja de esta disposicion consiste en que la longitud de los tableros de
mando resulta mas grande que en el caso de la disposicion siguiente.
c) Tableros separados para el mando y los relevadores.
En este tipo de instalacion se montan los dispositivos de mando, ef diagrama
sinéptico, los indicadores luminosos de posicion y los aparatos de medicién
indicadores en un tablero faciimente visible y accesible para ei operador. Los
televadores de proteccién se montan en tableros separados, colocados ya sea en
otra seccién del edificio central de tableros, en otro frente de tableros colocados
atras del frente de tabteros de mando, o bien, en casetas colocadas en las
proximidades de equipo de alta tension.
d) Tableros tipo mosaico para el mando.
—l arreglo de tableros tipo mosaico para el mando es conveniente en
subestaciones operadas a control remoto y donde los relevadores de proteccién
se montan en tableros separados, colocados en otra seccién del edificio de
tableros o bien en casetas colocadas en las proximidades del equipo de alta
tension.
La ventaja de esta disposicién consiste en que los dispositivos de mando, el
diagrama sindptico, los indicadores luminosos de posicién y los aparatos de
29
medicién son de tamafio reducido lo cual hace que el tablero de mando sea
sumamente compacto.
3.9, Capacitores.
Son unos dispositivos eléctricos formados por dos laminas conductoras,
separadas por una lamina dieléctrica y que al aplicar una diferencia de tensién
almacenan carga eléctrica.
Los capacitores de alta tensién estan sumergidos, por lo general, en liquidos
dieléctricos y todo el conjunto esta dentro de un tanque pequeno, herméticamente
cerrado. Sus dos terminates salen al exterior a través de dos boquillas de porcelana,
cuyo tamafio dependera del nivel de tensién del sistema al que se conectaran.
Se fabrican en unidades monofasicas y en unidades trifasicas. Una de las
aplicaciones mas importantes del capacitor es fa de corregir el factor de potencia en
lineas de distribucion y en instalaciones industriales, aumentando la capacidad de
distribucion de tas lineas, el aprovechamiento de {a capacidad de los
transformadores y ta regulacion del voltaje en los tugares de consumo.
En las instalaciones industriales y de potencia, los capacitores se instalan en
grupos llamados bancos de capacitores.
3.10. Divisor de voltaje.
Es un dispositivo utilizado para medicién o proteccion en tos sistemas
eléctricos como elemento primario de deteccién. Desde el punto de vista de su
construccion estos pueden ser resistivos o capacitivos; aun cuando en aplicaciones
especificas en sistemas eléctricos de potencia normaimente se emplean en sistemas
30
de alta tension (115 - 400kV) y por lo general son del tipo capacitivo. A estos
divisores se les conoce también en algunos lugares como transformadores
capacitivos.
3.11. Barras colectoras.
Se llaman barras colectoras al conjunto de conductcres eléctricos que se
utilizan como conexién comin de fos diferentes circuitos de que consta una
subestacion.
Los circuitos que se conectan o derivan de las barras, pueden ser
generadores, lineas de transmisién, bancos de transformadores, bancos de tierras,
etc.
En una subestacién se pueden tener uno o varios juegos de barras que
agrupen diferentes circuitos en uno o varios niveles de voltaje, dependiendo del
propio disefio de la subestacion.
Las barras colectoras estan formadas principalmente de los siguientes
elementos:
a) Conductores eléctricos.
b) Aisladores: Que sirven de elemento aislante eléctrico y de soporte mecanico del
conducter.
c) Conectores y herrajes: Que sirven para unir un tramo de conductor con el
siguiente y para sujetar el conductor al aislador.
El disefio propio de las barras colectoras, implica la seleccion apropiada del
conductor en lo referente al material, tipo y forma dei mismo, a la seleccion de los
aisladores y sus accesorios y a ta seleccién de las distancias entre apoyos y entre
fases. El disefio se hace en base a los esfuerzos estaticos y dinamicos a que estan
M
sometidas las barras, y de acuerdo a las necesidades de conduccién de corrientes,
disposiciones fisicas, etc., la seleccion final de las barras se hace atendiendo
aspectos econdmicos, materiales existentes en el mercado y normas establecidas.
3.11.1. Barras.
El elemento principal de que se componen las barras colectoras es el
conductor eléctrico que Ilamaremos barra. Cada juego de barras consta de tantos
conductores como fases o polos se componga el circuito ya sea que tenga corriente
alterna o directa.
3.11.2. Tipos de barras.
Los tipos normalmente usados son los siguientes:
1. Cables.
El cable es un conductor formade por un haz de alambres trenzados en forma
helicoidal. Es el tipo de barra mas comunmente usado. También se han usado
conductores de un solo alambre, en subestaciones de pequefia capacidad.
Las principales ventajas del uso de cable son las siguientes:
a) Es el mas econémico de los tres tipos.
b) Se logran tener claros mas grandes.
Sus desventajas son:
a) Se tienen mayores pérdidas por efecto corona.
b) También se tienen mayores pérdidas por efecto superficiat.
Los materiales mas usados para cables son el cobre y el aluminio reforzado con
acero (ACSR). Este ultimo tiene alta resistencia mecanica, buena conductividad
eléctrica y bajo peso.
Dependiendo de la capacidad de energia y para reducir las pérdidas por efecto
corona se usan conjuntos de 2, 3 y 4 cables unidos por separadores especiales.
2. Tubos.
Las barras colectoras tubulares se usan principalmente para llevar grandes
cantidades de corriente, especialmente en subestaciones instaladas en zonas
urbanas.
El uso de tubo en subestaciones compactas resulta mas econdmico que el uso de
otro tipo de barra. En subestaciones con tensiones muy altas, reduce el area
necesaria para su instalacién ademas de que requiere estructuras mas ligeras.
Los materiales mas usados para tubos son el cobre y el aluminio.
Las principales ventajas del uso de tubo son las siguientes:
a) Tiene igual resistencia a ta deformacién en todos los planos.
b) Reduce el numero de soportes necesarios debido a su rigidez.
c) Facilidad en la unién entre dos tramos de tubo.
d) Reduce las pérdidas por efecto corona.
e) Reduce las pérdidas por efecto superficial.
f) Tiene capacidades de conduccién de corriente relativamente grandes por
unidad de area.
Las desventajas del uso de tubo son las siguientes:
a) Alto costo del tubo en comparacién con los otros tipos de barras.
b) Requiere un gran niimero de juntas de unién debido a fas longitudes
relativamente cortas con que se fabrican los tramos de tubo.
3. Solera.
La forma de barra mas comunmente usada para llevar grandes cantidades de
corriente (especialmente en interiores), es la solera de cobre o de aluminio.
Las principales ventajas del uso de soleras son las siguientes:
a) Es relativamente mas econémica que el tubo.
b) Tiene excelente ventilacion debido a la mayor superficie de radiacién en
comparacion con su seccién transversal, especialmente en posicién vertical.
Las principales desventajas son las siguientes:
a) Baja resistencia mecanica al pandeo debido a los esfuerzos de corto circutto.
33
b) Mayores pérdidas por efecto superficial y de proximidad cuando se conduce
corriente alterna.
c) Requiere de un numero mayor de aisladores soporte.
3.12. Sistema de tierras.
Uno de !os aspectos principales para la proteccién contra sobretensiones en
las subestaciones es la de disponer de una red de tierra adecuada, a la cual se
conectan los neutros de los aparatos, los pararrayos, los cables de guarda, las
estructuras metalicas, los tanques de los aparatos y todas aquellas partes metalicas
que deben estar a potencial de tierra.
La necesidad de contar con una red de tierra en las subestaciones es fa de
cumplir con las siguientes funciones:
1. Fijar el nivel de potencial de todas las masas metalicas con respecto al suelo.
2. Proteger las maquinas y los aparatos de las sobretensiones.
3. Asegurar la proteccién del personal en lo que se refiere a los peligros de la
corriente eléctrica.
Con respecto a su funcionalidad tos sistemas de tierra se clasifican como
sigue:
a) Sistemas de tierra de proteccién.
Tienen la mision de limitar el valor de la tension contra tierra de aquetlas partes
del sistema eléctrico que no deben ser mantenidas ni en tension ni aisladas y con
las cuales se puede poner en contacto el personal (por ejemplo: carcasa de una
maquina eléctrica, herrajes o fierros de sostén de los aisladores, secundario de los
transformadores de medida, sostenes de la linea eléctrica, etc.).
b) Sistemas de tierra de funcionamiento.
Sirven para poner a tierra, por necesidad de funcionamiento, determinados puntos
del circuito eléctrico (neutro de generadores y transformadores, apartarrayos,
etc.).
c) Sistemas de tierra de trabajo.
Son sistemas de tierra de proteccién con caracter provisional, efectuados para
poner a tierra parte de una instalacién eléctrica, normalmente en tensién, a los
cuales se debe llegar para efectuar un trabajo o reparaci6n.
Los sistemas de tierra estan constituidos por los siguientes elementos.
a) Conductores. Los conductores utilizados en los sistemas de tierra son de cable de
cobre de calibres arriba de 4/0 AWG dependiendo del sistema que se utilice, se
utiliza el cobre por su mejor conductividad.
b) Electrodos. Son las varillas que se clavan en terrenos mas o menos blandos y que
sirven para encontrar zonas_mas himedas (con menor resistividad eléctrica).
¢) Conectores y accesorios. Son aquellos elementos que nos sirven para unir a la
ted de tierras, los electrodos, los cables, las estructuras, etc.
3.13. Planta de emergencia.
Existen gran cantidad de instataciones eléctricas que cuentan con una planta
de emergencia para protegerse contra posibles failas en el suministro de energia
eléctrica. Normalmente en todos aquellos lugares de uso publico (especialmente en
hospitales), se requiere de una fuente de energia eléctrica que funcione mientras la
red suministradora tenga caidas de voltaje importantes, fallas en alguna fase o
interrupciones del servicio.
Las plantas de emergencia constan de un motor de combustion interna
acoplado a un generador de corriente alterna. El calculo de la capacidad de una
planta eléctrica se hace en funcién de las cargas que deben operar
35
permanentemente. Estas cargas deberan quedar en un circuito alimentador y
canalizaciones independientes.
La conexién y desconexién del sistema de emergencia se hace por medio de
interruptores (manuales o automaticos) que transfieren la carga del suministro
normal a la planta de emergencia. Las plantas automaticas tienen sensores de
voltaje que detectan la ausencia de voltaje (o caidas mas abajo de cierto limite) y
envian una sefal para que arranque el motor de combustion interna, cuyo sistema
de enfriamiento tiene intercalada una resistencia eléctrica que lo mantiene caliente
mientras no esta funcionando.
IV. Topologia y diagramas de conexiones de las subestaciones eléctricas.
El diagrama unifilar de una subestaci6n eléctrica es el resultado de conectar
en forma simbdlica y a través de un solo hilo todo el equipo mayor que forma parte
de la instalacién, considerando la secuencia de operacion de cada uno de los
circuitos.
E} disefio de una instalacién eléctrica tiene su origen en el diagrama unifilar
correspondiente, que resulta del estudio de las necesidades de carga de la zona en
el presente y con proyeccién a un futuro de mediano plazo.
La eleccion del diagrama unifilar de una subestacion depende de las
caracteristicas especificas de cada sistema eléctrico y de la funcién que realiza dicha
subestacion en el sistema.
El diagrama de conexiones que se adopte determina en gran parte el costo de
la instalacion. Este depende de Ia cantidad de equipo considerado en el diagrama, lo
que a su vez repercute en la adquisicisn de mayor area de terreno y, finalmente en
un costo total mayor.
36
Por otra parte, en {a realizacién de un mismo diagrama de conexiones, se
pueden adoptar diferentes disposiciones constructivas, que presentan variaciones de
la superficie ocupada, en funcién del tipo de barras, del tipo de estructuras, de la
mayor o menor sencillez de la instalacion, etc., mismas que también repercuten en el
costo final de la subestaci6n.
Los criterios que se utilizan para seleccionar el diagrama unifilar mas
adecuado y econémico de una instalaci6n, son los siguientes:
a) Continuidad del servicio.
b) Flexibitidad de operacion.
c) Facilidad para dar mantenimiento al equipo.
d) Cantidad de equipo eléctrico necesario.
Para asegurar la continuidad del servicio deben tomarse las disposiciones
necesarias para hacer frente a una falla en algtin elemento del sistema. A
continuacion se mencionan las principales disposiciones:
a) Disponer de la reserva de generacién adecuada para hacer frente a la posible
salida de servicio, 0 indisponibilidad, de cierta capacidad de generacién.
b) Disponer de un sistema de proteccién automatico que permita eliminar con la
rapidez necesaria cualquier elemento del sistema que ha sufrido una averia.
c) Disefiar el sistema de manera que la falla y desconexién de un elemento tenga ta
menor repercusion posible sobre el resto del sistema.
d) Disponer de los circuitos de alimentacién de emergencia para hacer frente a una
falla en la alimentacién normal.
e) Disponer de tos medios para un restablecimiento rapido del servicio,
disminuyendo asi fa duracién de las interrupciones, cuando éstas no han podido
ser evitadas.
Por lo que hace a la topologia de los sistemas, éstos pueden clasificarse en
tres tipos: radial, anillo y red.
37
En un sistema radial las cargas tiene una sola alimentacion, de manera que
una averia en la alimentacion produce una interrupcién del suministro.
Con un sistema en anillo se tiene una doble alimentacioén y puede
interrumpirse una de ellas sin causar una interrupcion del suministro.
Con una red se aumenta el numero de interconexiones y consecuentemente
la seguridad del servicio.
Por lo que respecta a los diagramas unifilares, son diversos os arreglos que
pueden utilizarse, pero, para fines del presente trabajo solo se describen los arreglos
para subestaciones de distribucion de 85 y 230 kV que se emplean actualmente en
LFC., estos arreglos se alimentan a través de dos lineas de transmisiOn para
abastecer dos bancos, y de! lado secundario distribuyen la energia por medio de
alimentadores en 23kV a los consumidores, de tal manera que estos arreglos (dos
lineas, dos bancos) se pretenden sustituir por el arreglo propuesto mas adelante.
4.1. Arreglo de interruptor y medio.
Este esquema es muy utilizado en el lado de alta tension de las subestaciones
de potencia, especialmente en aquellas de interconexion que forman parte de un
sistema de anillo debido a que ofrece alta continuidad de servicio.
En condiciones de operacién, todos los interruptores estan cerrados pero en
caso de falla de una barra, opera su proteccién correspondiente transfiriendo su
carga a la otra sin desconectar ninguna linea, ni algdn transformador. Para efectos
de mantenimiento en cualquier interruptor, éste se puede realizar sin afectar !a
continuidad del servicio. En las figuras 10 y 11 se muestra et arreglo descrito en 85 y
230 Kv para subestacién convencional y en SF6.
38
6+
ip he Figura 10. Interruptor y medio en 85 y 230 kV, Figura 11. Interruptor y medio 230 kV, SF6
convencional
4.2. Arreglo de anillo en alta tension.
Consiste en instalar tantos interruptores como circuitos sean requeridos,
instalando cada interruptor entre dos circuitos de tal manera que cada circuito este
asociado a dos interruptores como se muestra en la figura 12.
Este arreglo no tiene la misma flexibilidad que el de interruptor y medio puesto
que utiliza menor cantidad de interruptores, sin embargo esta alternativa es aplicable
en donde no se cuenta con espacio suficiente, o bien cuando no se tiene suficiente
equipo. Para ciertas aplicaciones, este arreglo puede ser la etapa inicial de un
interruptor y medio.
Figura 12. Anillo en 85 y 230 kV convencional.
4.3. Arreglo de doble barra con amarre.
Es uno de los arreglos mas utilizados y se caracteriza porque la mitad de los
elementos (lineas y bancos) se conectan a cada barra. Se utiliza tanto en 85 kV
como en 230 kV en forma convencional como se muestra en fa figura 13, o en
hexafloruro de azufre como se muestra en la figura 14. No tiene alta continuidad de
servicio ya que para el mantenimiento de cualquier interruptor se debe desconectar
la linea o transformador correspondiente.
En condiciones normales de operacion ef arreglo opera con el interruptor de
amarre cerrado por lo que en caso de falla en una de las barras, permanece
funcionando la subestacién a fa mitad de su capacidad mientras se efectuan las
maniobras de apertura y cierre de cuchillas para transferir !os elementos a tas barras
de servicio y reparar las barras dafiadas.
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L Figura 13. Doble barra con amarre en 85 y 230 kV convencional.
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Figura 14, Doble barra con amarre en 85 y 230kV, SF6.
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4.4. Arreglo en anillo para 23 kV.
Es un arreglo que se puede utilizar tanto en anillo sencillo como en anillo
doble y con objeto de realizar un cuadro comparativo, en la figura 15 se muestra el
diagrama unifilar del anillo doble exclusivamente. Es muy flexible para su operacion y
ofrece total continuidad de servicio, aun cuando por falla o mantenimiento, un
transformador quede fuera de servicio, ya que en caso de falla de cualquier circuito,
se abren los interruptores adyacentes y se cierran los enlaces con lo cua! se
restablece inmediatamente el servicio. Para efectos de mantenimiento de algun
interruptor, el alimentador respectivo se transfiere al circuito adyacente a través del
interruptor de enlace. Este arreglo puede realizarse en forma convencional o con
gabinetes blindados como se muestra en la figura 16.
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Figura 15 Anillo en 23 kV convencional. Figura 16. Anitlo en 23 kV con gabinetes
blindados.
CAPITULO
I
SUBESTACIONES COMPACTAS
230/23 kV Y 85/23 kV
|. Diagrama unifilar.
En el ambito geografico det Area de Control Central que opera y mantiene
LFC, aproximadamente el 80% de las lineas de transmisi6n en 85 y 230 kV, cuentan
con doble circuito como se muestra en las figuras 1 y 2, !o que permite asegurar una
alta continuidad en la transmision de la energia.
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Fig 1 Torre de suspension para lineas de 85 kV. Fig. 2. Torre de suspension para lineas de 230kV.
43
Los derechos de via cuentan con espacios adecuados para poder instalar
subestaciones de distribucion, ya que para 85 y 230 kV el ancho del derecho de via
para lineas de transmisién es de 17 y 30 m respectivamente con claros entre torres
de 300 y 470 m, que determina un area Util muy amplia a lo largo de las propias
lineas y por otro lado, evita fa compra de terrenos en la zona metropolitana, los
cuales escasean ademas de ser de altos costos.
Al iniciar el proyecto de una subestacién es necesario seleccionar el diagrama
unifilar mas conveniente, ef cual contemple necesariamente los aspectos de
continuidad de! servicio, flexibilidad de operacion, seguridad y costo.
En el caso de esta propuesta se analiza la construccién de subestaciones
eléctricas compactas con equipo convencional dentro de fos derechos de via de las
lineas de transmisién de 85 y 230 kV, del sistema de LFC.
Este tipo de subestacién compacta que se desarrolla se alimenta con dos
circuitos paralelos entre dos subestaciones de potencia; alimentando segun sea el
caso a bancos de transformadores "82" de 30 MVA (85/23 kV) 6 “221” de 60 MVA
(230/23 kV) de cada uno de tos dos circuitos, a través de una cuchilla
desconectadora y un interruptor de potencia como se muestra en la figura 3. La
capacidad de corto circuite de los interruptores y la momentanea de las cuchillas
debe ser de 40 0 50 kA dependiendo de fa zona y Ia corriente nominal sera de 2000
A para 230 kV y 1600 A para 85 kV.
Del secundario de los transformadores de potencia se instala una cuchilla
desconectadora para efectos de operacién y mantenimiento, y a la salida de éstas se
alimenta a las barras desde |as cuales se interconectan los bancos a través de un
interruptor de enlace y de la continuacién de estas barras, se energiza a los
alimentadores radiales que en numero seran 2 para cada banco de 30 MVA y 4 para
los de 60 MVA.
44
Las cuchillas de salida de los transformadores seran de operacién con carga
con capacidad nominal de 1250 A para bancos de 30 MVA (82) y de 2000 A para
bancos de 60 MVA (221) y los interruptores seran de 1250 A para todos los
alimentadores y el del enlace sera de 2000 A para “bancos 221” y de 1250 A para
“bancos 82”. La capacidad de corto circuito de estos equipos de 23 kV debe ser de
25 kA.
S.E.
S.E. 6
LINEA DE TRANSMISION © SUBTRANSMISION
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SUBESTACION COMPACTA tt n fot ae KV 1 on
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ALM 25 AL 260 -L207 1-208
Figura 3. Diagrama unifilar propuesto.
Para proteger a los transformadores de sobretensiones producidas por
descargas atmosféricas 0 por maniobra de interruptores para el caso de 230 kV, se
45
instalan apartarrayos los cuales se ubican a la liegada del banco en alta tensién y en
el lado de baja tension a la entrada de los gabinetes blindados del equipo de 23kV.
Dependiendo de la carga de los alimentadores y de las interconexiones que
éstos pudieran tener con otros en el sistema de distribucién, se podrian extender las
barras para instalar alimentadores adicionales o bien bancos de capacitores para
compensar el factor de potencia.
Este arreglo es muy confiable debido a que los bancos de transformacion
estan conectados a diferentes circuitos, por lo que la eventualidad de falla de una de
las lineas no afecta a la carga, ya que ésta se llevaria por el banco alimentado del
otro circuito, cerrando el interruptor de enlace dei lado de 23 kV de los
transformadores.
La cantidad de equipo de potencia requerido es muy reducida para este
arreglo. Un sdlo banco de transformacién de 30 6 60 MVA por circuito con sus
correspondientes cuchillas desconectadoras en ambos lados y sdlo un interruptor del
lado de 85 6 230 kV respectivamente. Del lado de 23 kV, ademas de las cuchillas
mencionadas anteriormente, se requerira de un interruptor de enlace de los
secundarios de los transformadores y de un interruptor por cada alimentador, todos
ellos instalados en gabinetes blindados y del tipo removible desenchufable.
Para propdsitos de control, proteccion y medicién se instalan transformadores
de corriente del tipo pedestal! del lado primario, entre las cuchillas y el interruptor y
del lado secundario también del tipo pedestal antes de la cuchilla desconectadora,
asi como del tipo pasamuro en cada uno de los interruptores de los alimentadores.
Los transformadores de potencial (TP’s) se instalaran a !a salida de! banco, del lado
secundario. De acuerdo a jas practicas establecidas en LFC para gabinetes
blindados, es necesario instalar cuchillas de puesta a tierra a la salida de cada
alimentador.
46
Los transformadores para el servicio de estacién se conectan uno al principio
de las barras en el primer compartimiento antes del interruptor de enlace y el otro en
un compartimiento lateral at interruptor de un alimentador.
il. Arreglo fisico.
Teniendn ya bien definido el diagrama unifilar, se puede entonces realizar el
arreglo fisico.
Los derechos de via para !as lineas de transmision de 85 y 230 kV son de 17
y 30 m respectivamente, como se ve en la figura 4.
LIMITE DE DERECHO DE VIA
+1500 77850 CIRCUITO 1
CIRCUITO 2
LIMITE DE DERECHO OE VIA
-30MTS DERECHO OE VIA PARA LINEAS DE 230 KV. +17 MTS DERECHO DE VIA PARA LINEAS DE 5 KV.
Figura 4. Derechos de via para lineas de 85 y 230 kV.
Partiendo de la base anterior, el arregto fisico de! equipo no debe en forma
alguna pasar mas alla del limite del derecho de via.
Debe recordarse que estos espacios son propiedad de LFC y que por lo tanto
no debe haber ningun problema en realizar e! acomodo fisico en ellos.
47
El propésito fundamental, por lo tanto de este tipo de subestaciones es que se
ubiquen lo mas cerca posible a los centros de carga, sin tener que realizar grandes
modificaciones a la red de transmision.
Esto quiere decir en principio, que la subestacion debe conectarse a la red de
transmision o subtransmisién sin realizar cambios de torres (suspensidn por remate)
© realizando cuando mas un cambio de las torres entre las cuales se ubicara dicha
subestaci6n.
Se analizaran por lo tanto dos tipos de arreglo fisico que pueden realizarse:
arreglo fisico utilizando marco de remate y arregio fisico sin marco de remate.
2.1. Arregio fisico con marco de remate.
La figura 6 muestra una planta de disposicién de equipo eléctrico para una
subestacién de 230/23 kV en la que como parte de la filosofia del proyecto se
propone que si en el lugar donde se ubicara la subestacién, hay torres de
suspension; éstas se cambien por torres de remate.
Teniendo como base que la disposicién det equipo no debe rebasar el limite
del derecho de via, se propone la utilizacién de marcos de Temate para derivar los
dos circuitos desde la torre mas cercana.
Debido a que la posicién de los conductores de fase en la torre es vertical, la
derivacién de éstos al marco requiere de una distancia minima para el cambio de
posicion, de forma vertical a horizontal. Esta distancia entre fases en LFC esta
normalizada y en el caso de tensiones de 230 kV es de 2.88 m como minimo.
Tomando en consideracion que el derecho de via es de 30 m, sdlo los marcos
de remate (dos) serian de 17.5 m teniendo una distancia normal de fase a tierra de
48
3.75 m como se muestra en la figura 5, estas dimensiones harian imposible la
localizacion de ese tamafio de marco, por lo que en el arreglo propuesto se muestran
segun la figura 6 dos marcos de 11.25 m.
De la llegada al remate, el circuito continuaria hacia la torre siguiente,
derivando en este marco la conexién a las cuchillas desconectadoras. E! tener un
marco mas reducido necesariamente requerira instalar aisladores de soporte en las
fases extremas.
Si hay posibilidad de retirar el equipo hacia uno u otro lado del derecho de via,
se puede retirar éste como se muestra; pero si no hay alternativa la caseta de control
donde se encuentran los gabinetes de 23 kV se tendria que girar colocandola
paralela al derecho de via; ésto para permitir {a salida del equipo en el sentido del
derecho de via.
Este tipo de arreglo se muestra para dos bancos y una seccién de 23 kV a
base de gabinetes blindados (en caso de 230 kV, dos bancos de 60 MVA).
La distancia que se dejaria a la mala perimetral seria de 3.75m, que seria una
distancia segura a las partes con potencial.
La alimentacién a las barras de 23 kV en la zona de gabinetes seria con cable
clase 25 kV a base de aislamiento s6tido extruido (4 cables por fase de 240 mm? de
seccién).
La caseta de control ademas de los gabinetes debera contar con un cuarto de
baterias, un bafio, bodega y en la parte superior el cuarto de control donde se
instalara el concentrador UTR, PC e impresora.
a9
Las medidas aproximadas de esta subestacion serian de 30 m x 48 mo de 30
m x la longitud necesaria dependiendo de la disponibilidad de area para salida del
equipo.
En caso de requerir mayor numero de salidas de alimentadores (6 por banco)
de los en principio disponibles (4 por banco), se puede colocar otro tren de gabinetes
similar uniendo fas barras con cable o con ductos. La figura 7 muestra fa elevacion
de este arreglo.
El mismo tipo de arreglo pero con distancias mas reducidas se puede
implementar en el caso de subestaciones de 85/23 kV. Este se muestra en las
figuras 8 y 9.
MARCO DE REMATE CONVENCIONAL v
LIMITE DE. DERECHO DE VIA
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DERECHO DE VIA FNSUFICIENTE DEBI DOALOS MARCOS 1000 $800 DE REMATE CON. VENCIOMALES.
ANCHO DE LA SUBESTACION SIN REDUCIR LAS DISTANCIAS. ENTRE FASES ¥ DE FASE A
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m8 UMITE DE DERECHO DE VIA
Figura 5. Planta subestacion convencional 230/23 kV
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I (UMITE DE DERECHO DE VIA
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UMITE DE SUBESTACION
esTRUC. cUCH TC. INT. SALDADE —_APAR. TRANSF TRANSFORMADORES
Figura 6. Planta subestaci6n compacta 230/23 kV.
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CUCHLLA (T.C. mT. vA DeL TRANSFORMADOR TRAMSFORMADOR
Figura 7. Elevacién subestacién compacta 230/23 kV.
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TRANSFORMADORES
Figura 8. Planta subestacién compacta 85/23 kV.
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Figura 9. Elevacian subestacion compacta 85/23 kV
2.2. Arreglo fisico sin marco de remate.
De acuerdo con fa figura 10, ésta muestra una disposicion de equipo en un
Area similar de 30m x 48m pero en este caso ubicando la subestacién entre dos
torres de suspensi6n.
En este caso el problema que se plantea es como derivar los dos circuitos
hacia el equipo eléctrico, sin hacer uso de marcos de remate y sin realizar un cambio
de tipo de torres.
En principio desarrollar un proyecto como éste, tendria como filosofia basica
el ubicar la subestacion dentro del derecho de via haciendo lo necesario para evitar
alguna modificacion en las torres de suspension o su reemplazo por torres de
tension.
Para poder realizar un arreglo que tome en cuenta esta consideracién, se
requiere hacer la derivacién de los circuitos en forma de TAP al equipo, haciendo
uso de dos marcos laterales situados en el limite del derecho de via. Uno de los tipos
de torres de suspensi6n que utiliza LFC es de 17.5m al conductor mas bajo y 5.92 m
entre fases.
Directamente de los conductores se derivaria hacia dichos marcos un bus que
seria al que se conectaria la cuchilla desconectadora y de ahi al demas equipo
eléctrico, desde luego haciendo uso de aisladores de soporte.
Para el caso de la subestacién de 230/23 kV la figura 10 muestra las
distancias entre fases y a tierra y también en este caso una distancia de 3.75m a la
malla perimetral del limite del derecho de via.
En este arreglo, debido al inconveniente de no poder sacar el equipo hacia
uno y otro lado del derecho de via; los transformadores y demas equipos pueden ser
53
tetirados en el mismo sentido del derecho de via y la caseta de control colocarse ya
sea como se muestra en la figura o en forma paralela al derecho de via.
Igual que en el arreglo con marco de remate se puede colocar otro juego de
gabinetes espalda con espalda para tener un mayor numero de alimentadores del
originalmente planeado.
En la caseta de control, aparte de los gabinetes se ubicarian las baterias,
bario, bodega y en la parte superior el espacio para colocar el concentrader UTR, PC
e impresora.
Debido a que las distancias que se proponen son las absolutamente
necesarias, este tipo de arreglo requeriré para el caso de dos de las fases el utilizar
aisladores de soporte para la conexi6n a las cuchillas.
En las figuras 11 y 12 se muestran una elevaci6n principal y un corte de este
arreglo.
El mismo tipo de arreglo se propone para las subestaciones tipo compacto en
85 kV, con derechos de via de 17 m, con bancos de 30 MVA y una secci6n de 23 kV
a base de gabinetes del tipo blindado interconectado al transformador con cable de
potencia clase de 25 kV del tipo aislamiento sdlido extruido (dos cables por fase), ver
figuras 13, 14 y 15.
54
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Figura 10 Planta subestacién compacta 230/23kV sin marco de remate.
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Figura 11. Elevacién subestacién compacta sin marco de remate230/23 kV.
55
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LIMITE DE DERECHO DE VIA
Figura 12 Corte subestacién compacta sin marco de remate 230/23 kV.
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Figura 13 Planta subestacién compacta 85/23 kV sin marco de remate
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Figura 14 Elevacion subestacién compacta sin marco de remate 85/23 kV.
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UMITE DE DERECHO DE VIA
Corte subestacién compacta sin marco de remate 85/23 kV.
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3. Diagrama esquematico de proteccion.
De acuerdo con el diagrama unifilar propuesto (ver figura 3) se desarrollé el
diagrama esquematico de proteccién y medician mostrado en la figura 16, para lo
cual se seleccionaron esquemas normalizados para los alimentadores y para los
bancos de potencia que mas adelante se describen.
Figura 16. Diagrama esquematico de proteccion
58
El diagrama esquematico de proteccién, presentado en la figura 16
corresponde al aplicable para bancos de potencia 221 de 230/23 kV el cual se
diferencia con respecto al de fos bancos 82 de 85/23 kV exclusivamente en que la
proteccién de sobrecorriente direccional de tierra (67N) se reemplaza por una
proteccion no direccional (50/51N) debido a la conexién delta - estrella de los
bancos.
Para efectos ilustrativos se muestra el diagrama esquematico sdlo para
bancos de potencia “221” con 8 alimentadores ya que este es muy similar al de los
bancos de transformacion “82” con 4 alimentadores.
Este esquema no requiere de proteccion para las lineas de alimentacion de la
subestacion debido a que solamente es necesario ajustar las protecciones en las
subestaciones donde se rematan las lineas; sin embargo, cuando la proteccién de
las lineas es diferencial (87H), se requiere sustituir ésta por otra tal como la de
distancia (21) 0 de sobre corriente direccional de fase y tierra (67, 67N-
1,2,3), considerando que la diferencia de corrientes donde se rematan las lineas
impide una comparacién diferencial en el arreglo propuesto (tipo tap).
3.1. Diagrama esquemiatico de proteccién de alimentadores.
Independientemente del equipo de proteccién utilizado, el esquema debe
operar para jos principios basicos que a continuaci6n se enlistan:
1. Para fallas de corto circuito entre fases o de fase a tierra, debe operar ef esquema
instantaneamente para abrir el interruptor (50-1,2,3,N).
2. Para fallas por sobrecarga actua el elemento de tiempo inverso de la proteccién
para enviar el disparo al interruptor (51-1,2,3,N).
3. Cuando el valor de ta frecuencia baja a rangos indeseados que puedan ocasionar
inestabilidad en el sistema, la proteccién (81) debe mandar fa operacién de
apertura del interruptor del alimentador correspondiente.
59
4. Para los alimentadores se requiere la funcién de recierre, la cual debe actuar
solamente cuando el alimentador este fuera de servicio por sobrecarga (51-
1,2,3,N), es decir, esta funcién no actta para fallas en los bancos (86X y 86R)
para fallas por baja frecuencia (81), 0 por operacién de los elementos
instantaneos de! relevador (50-1,2,3,N), tampoco opera por un comando de
apertura al interruptor. La funcién de recierre se debe poder bloquear
individualmente ya sea local o remotamente.
5. Es necesario contar con alarmas que indiquen las protecciones que operan para
cada una de las funciones mencionadas anteriormente, por lo que se requiere {a
alarma para la operacién de los elementos instantaneos (A050 y AOS5ON), la
operacién de la proteccién de falla a tierra def elemento de tiempo (A051N), asi
como fa alarma para la operacion por la baja frecuencia (AOBF). Adicionalmente
para equipos microprocesados es conveniente contar con alarma de
autodiagnéstico que supervise el estado de la proteccién (AFPP).
6. Tradicionalmente se ha utilizado fa medicién de corriente de las tres fases de
alimentadores, pero en este trabajo se propone instalar equipos multimedidores
que ofrecen ademas medicion de voltaje, factor de potencia, watts, vars,
voltamperes, demandas maximas, etc.
Dependiendo de la carga de los alimentadores y de las interconexiones que
éstos pudieran tener con otros en el sistema de distribucion, se podrian extender las
barras para instalar alimentadores adicionales 0 bien bancos de capacitores para
compensar el factor de potencia. Esto es factible debido al control automatico con
que cuenta fa subestacién propuesta, ya que se pueden agregar alimentadores
adicionales que en funcién de su carga se programen para que en condiciones de
falla de éstos, se proporcione servicio a aquellos que Ileven suministros prioritarios
sin importar a que banco de potencia pertenezcan, o bien, seleccionar
automaticamente aquellos que la capacidad del banco sano pueda alimentar en
funcién de las cargas que éstos tengan justo en el momento de Ia falla, esto se
puede lograr instalando dispositivos inteligentes en el sistema de control automatico
correspondiente.
60
3.2. Diagrama esquematico de proteccion para los bancos de potencia.
La proteccion mas selectiva y confiable para transformadores es fa diferencial
(87T) que compara las corrientes de entrada y salida de éste a través de los TC's
instalados en ambos lados del banco y ocasionalmente de TC’s auxiliares para
compensar pequefos desajustes en las relaciones de transformaci6n.
En condiciones de falla, envia una sefal al relevador auxiliar de disparo (86X)
que a su vez manda abrir el interruptor de alta tension y a los interruptores de todos
los alimentadores conectados a {a barra alimentada por et propio banco.
Por su importancia y alto costo los transformadores requieren como proteccioén
primaria, ademas de la diferencia! mencionada, la de presién de aceite (63)
(Bucholtz) que detecta fallas internas y manda su disparo en la misma trayectoria del
87T.
Se cuenta ademas con un relevador de sobrecorriente instantanea y de
tiempo y sobrecorriente direccional de tierra (50-1,2,3; 51-1,2,3 y 67N). Los
correspondientes disparos de los elementos de sobrecorriente instantaneos (50-
4,2,3) y de sobrecorriente direccional de tierra (67N), son enviados por la trayectoria
de disparo de la proteccién primaria (87T) y operan sdlo para fallas del banco de
potencia. Los elementos de sobre corriente de tiempo (51-1,2,3) a través del
relevador auxiliar de disparo para la proteccién de respaldo (86R), envian disparo
tanto al interruptor de alta tensién como a fos de los alimentadores en baja tension y
pueden operar por falla en ef propio banco o en las barras o en algun alimentador
cuando no abra su interruptor asociado.
Con objeto de contar con una proteccién de respaldo para falla en las lineas
que alimentan a la subestacién, se emplea {!a proteccién de sobrecorriente
instantanea con un auxiliar de tiempo (50TT-62) que permite la operacién de las
6l
protecciones primarias de las lineas y facilita ta coordinacién de las mismas. Esta
proteccién se tiene clasificada como de respaldo por lo que su trayectoria de disparo
coincide con la del 86R y sélo afecta al interruptor de alta tension.
Para proteccién de respalde contra fallas de fase a tierra en 23 kV, se instala
un relevador de sobrecorriente en los devanados del transformador (51T) que envia
su sefial de disparo at relevador auxiliar 86R.
Con objeto de no mezclar las protecciones y facilitar el analisis de las fallas,
todas las operaciones por proteccién primaria se envian a la primera bobina de
disparo del interruptor y las operaciones por proteccién de respaldo se envian a la
segunda bobina.
Para efectos de transferencia automatica de carga se instala un relevador de
supervision de voltaje (27) conectado a los TP’s de cada transformador. Es
importante destacar que estos TP’s se conectan directamente a las barras mediante
cuchillas sin elemento de proteccién (fusibles) con el objeto de garantizar su
conexién permanente al circuito y solo se operaran por mantenimiento o teparacion.
Al igual que para el caso de los alimentadores, es necesario contar con las
alarmas para cada una de las protecciones, requiriéndose para este caso las
siguientes: Alarma Operé Buchholtz (AOQ63), Alarma Operé Proteccién Primaria
(AOPP) y Alarma Cperé Proteccién de Respatdo (AOPR). Para el caso de falla del
equipo de proteccion éste enviara una alarma de autodiagnéstico (AFPP).
La utilizacién de multimedidores es mejor aprovechada para e! caso de
bancos, puesto que con un solo elemento se cubren todas las necesidades que son:
corriente nominal, corriente maxima, voltajes, factor de potencia, potencia reactiva,
activa y aparente, energia, etc.
Como se menciond anteriormente, en LFC se tienen sistemas para el
suministro de corriente directa a los servicios de los diferentes equipos de la
subestacion. Para fos esquemas de control, proteccién y medicién (CPM) se siguen
los siguientes criterios: con PP se alimenta la proteccién primaria, con +PR se
alimenta la proteccién de respaldo, para las alarmas se emplea AA y para mando
4M. Esto ofrece mayor flexibilidad en su funcionamiento, facilita procesos ‘de
mantenimiento y reparacién y ofrece ventajas para las pruebas de operacion del
esquema en campo.
4. Control.
Las subestaciones de Luz y Fuerza del Centro contemplan en su disenio dos
tipos de control:
a) Control remoto.
b) Control local.
El contro! remoto tiene la finalidad de hacer mas eficiente la operacion de las
subestaciones y del sistema. Las sefiales para los comandos, sefializaciones,
mediciones y alarmas se envian a un centro de operacién y control remoto. Todas
las subestaciones de LFC desde la década de los 70's se disefian desatendidas.
El control local se tiene en la subestacién, como respaldo del control remoto
en caso de perderse la comunicacién con el centro de operacién o bien para que el
personal de mantenimiento en la subestacion pueda efectuar maniobras facilmente.
Todas las funciones de control que se habilitan en las subestaciones de LFC
estan normalizadas, sin embargo, para las subestaciones compactas de 230/23 y
85/23 kV es necesario considerar ta transferencia automatica de los alimentadores
de 23 kV debido al arreglo unififar.
Las subestaciones se disefiaban hasta el afio de 1993 con:
@ Un tablero miniaturizado el cual incluia pequefios conmutadores para e! control,
incorporando un sistema de sefializacién de luz fija - !uz parpadeante e
instrumentos reducidos para la medicion.
@ Registrador de eventos.
¢ Unidades terminales remotas (UTR) con fa finalidad de comunicar a la
subestacion con el centro de contro! remoto.
¢ Tableros de proteccion instalados en un salon.
En la actualidad la UTR es segmentada o distribuida para colocarla en cada
uno de los gabinetes de proteccién, los cuales se montan cerca de los circuitos
asociados. Ademas se reemplaza el registrador de eventos y el tablero de control
miniaturizado por computadoras con interfaz hombre - maquina.
Para las subestaciones compactas esta ultima tecnologia es muy apropiada
porque las UTR’s se pueden montar en los gabinetes blindados de cada interruptor
de 23 kV junto con los relevadores de proteccién, haciendo innecesario que se
cuente con un espacio dedicado a tos tableros de protecci6n.
Las funciones de contro! remoto y local con las que contaran este tipo de
subestaciones son:
a) Sefializaciones:
# Posicién de cada uno de |os interruptores.
* Posicion de! cambiador de automatico de derivaciones de los transformadores.
@ Posicién de cada una de las cuchillas desconectadoras, incluyendo las de 23 kV
de salida de los bancos de potencia.
64
b) Alarmas:
¢ De emergencia del equipo, que relaciona una situacién peligrosa para éste o que
pone en peligro ta seguridad del sistema eléctrico. Estas son una por cada
interruptor, banco de potencia y baterias.
@ Alerta del equipo, que indican una situacién anormal en la subestacion sin que
exista riesgo para él o el sistema eléctrico. Estas alarmas son para los mismos
equipos que las de emergencia.
« Generales de la subestacion.
¢ De la operacién de cada una de las protecciones.
¢ De la falla de cada uno de los relevadores de proteccién, equipo de
comunicaciones y control.
¢ Del bloqueo individual del recierre de los alimentadores.
¢ De Ja operacién de la transferencia del servicio de estacin.
¢ De la operacién y del bloqueo de la transferencia automatica de los alimentadores
de 23 kV.
c) Mediciones.
¢ Energia, tension entre fases, potencia activa, reactiva y aparente, en los bancos
de potencia.
¢ De la corriente en cada una de las fases en jos alimentadores.
Las mediciones sefialadas son las minimas con las que contara la
subestacién, sin embargo si se cuenta con multimedidores éstos pueden
proporcionar datos para el mantenimiento y planeacion del sistema.
d) Comandos:
« Apertura y cierre de cada uno de los interruptores.
+ Apertura y cierre de cada una de fas cuchillas desconectadoras, incluyendo las de
23 kV de salida de los bancos de potencia.
¢ Para la reposicion de los relevadores auxiliares de disparo.
65
¢ Para el bloqueo y reposicién individual del recierre de los alimentadores.
¢ Para el bloqueo y reposicion de la transferencia automatica de.los alimentadores
de 23 kV.
e) Automatismos:
Las funciones de control automatico que se tienen en las subestaciones de
LFC son las siguientes:
# Transferencia de la alimentacion para el servicio de estacion de la subestacién.
¢ Posicién del cambiador de derivaciones de los bancos de potencia.
@ Transferencia automatica de los alimentadores de 23 kV.
Esta ultima funcién, la cual se describe a continuacion, tiene la finalidad de
disminuir el tiempo de interrupcién en el servicio de los alimentadores y facilitar la
operacion de este tipo de subestaciones, cuando una linea o algun banco de
potencia salgan de servicio.
La funcién automatica de transferencia incluye también la reposicion
automatica a las condiciones normales de operacién cuando se haya eliminado la
causa que origindé su operacion.
En condiciones normales de operacién e! interruptor de transferencia de 23 kV
(designado en la figura 3, como 1201) estara abierto, por lo que cada banco
suministrara energia a tos alimentadores asociados.
En caso de que quede fuera de servicio una linea o un banco, ya sea por falla
© mantenimiento, se efectuara automaticamente {a transferencia, cerrando el
interruptor (201, suministrando el banco sano energia a todos los alimentadores de
la subestacion seleccionados. La transferencia se efectuara mediante el empleo de
un relevador supervisor de potencial (27) instalado en el secundario de los TP’s de
23 kV de cada banco.
66
CAPITULO
Il
ANALISIS ECONOMICO
En la realizacion de cualquier andlisis econémico, ademas de considerar los
costos de adquisicién de equipos y materiales, asi como de mano de obra para
proyecto, construccion y puesta en servicio de la instalacién, se deben considerar los
costos de operacién, de mantenimiento, confiabilidad de las instalaciones, periodo
de productividad y grado de automatizacién, es decir, el costo del ciclo de vida de fa
instalacion. En el presente andlisis bnicamente se evaltian los costos del equipo
electromecanico para la construccién de la instalacién, considerando que éstos
determinan la viabilidad del proyecto.
Para realizar la comparacién lo mas justa y equitativa posible, se han
considerado instalaciones con el mismo numero de alimentadores, asi como se ha
omitido intencionalmente el costo del terreno, ya que éste varia considerablemente
en funcién de la zona, y para el arreglo propuesto ne significa gasto por realizar, ya
que la obra se propone bajo los derechos de via de las lineas de transmisién de 230
y 85 kV.
En el presente trabajo se realiza el andlisis comparativo para subestaciones
de 230/23 kV con arreglo de interruptor y medio/doble anillo y de anillo/dobte anillo,
contra el propuesto con arreglo radial/radial, considerando en todos 2 lineas de 230
kV, 2 bancos de potencia de 60 MVA y 8 alimentadores.
Para las subestaciones de 85/23 kV los arreglos comparados son el de doble
barra con amarre/doble anillo y el de anillo/doble anillo, contra el propuesto con
arreglo radial/radial, y se consideran para todos dos lineas de 85 kV, dos bancos de
potencia de 30 MVA y cuatro alimentadores.
67
1, Analisis comparativo para subestaciones de 230/23 kV.
En las figuras 1, 2 y 3, se muestran los diagramas unifilares de los esquemas
analizados y en las tablas 1 y 2 se contabiliza la cantidad de equipo de potencia
requerido para cada arreglo.
De las figuras y tablas mencionadas en el parrafo anterior, se observa que el
arreglo propuesto requiere de mucho menos equipo que los utilizados en LFC hasta
la fecha, especialmente en el lado de Alta Tension (A.T.); en donde solo se requieren
dos interruptores de 230 kV, mientras que el de anillo utiliza 4 y el de interruptor y
medio 6. En !o referente a cuchillas, el arreglo propuesto emplea 2, mientras que el
de anillo necesita 8 y el de interruptor y medio 12, y para el caso de TC’s sdlo se
utilizan 6, en tanto que el de anillo 24 y el de interruptor y medio 36. Finalmente se
observa que no requiere de TP’s en el lado de A.T., mientras que los otros arreglos
requieren de 6 en ambos casos.
También en la seccién de 23 kV se tienen ahorros significativos en el empleo
de equipo, ya que para dar servicio a los 8 alimentadores de la subestacion se
requiere de 9 interruptores exctusivamente, contra 12 que emplea el doble anillo, asi
como sélo 2 cuchillas (operacién con carga) contra 26 del doble anillo y 30 TC’s
contra los 78 del arreglo tradicional.
En el anexo A se presenta el costo de las subestaciones para los diversos
arreglos analizados, pormenorizandose los precios del equipo electromecanico, los
cuales se resumen en la tabla 3a.
Ademas del costo del equipo electromecanico, en fa tabla 3a se presentan los
costos por alimentador, por MVA instalado y por MVA firme para cada uno de los
arreglos, y se incluye una columna en la que tomando como referencia el costo del
arregio propuesto, se observa que el arreglo anillo/doble anillo cuesta el 149% y el
de interruptor y medio/doble anillo el 160% aproximadamente.
68
Es importante mencionar que del total del costo de la subestacion (para el
caso de la alternativa propuesta), los bancos de transformacién representan
aproximadamente el 41% de dicho total, por lo tanto, debido a que todos los
esquemas incluyen dos bancos de 60 MVA y con objeto de ser mas enfaticos en las
ventajas del arregio propuesto, en la tabla 3b se presenta la comparacion
considerando el costo total de las subestaciénes sin incluir el de los bancos de
potencia.
En esta comparacion son mas evidentes los ahorros obtenidos, ya que el
arreglo de anillo/doble anillo cuesta 1.8 veces la alternativa propuesta y la de
interruptor y medio/doble anillo el doble de su costo.
01 tseKv +
L |
ht -
“ME en tn eae
Figura 1. Arregto en anillo / doble anillo 230/23 kV. Figura 2. Arreglo de interruptor y medio / doble
anillo 230/23 kV
69
S.E.
LINEA DE TRANSMISION © SUBTRANSHISION |
© 302 ‘
© baz Nw SUBESTACION COMPACTA pe
+ 202
BCcO. 8
31es tw |
ozo D202 Aw
— 3 Ker
1-208 ~ -.
| Tan Rim a ao ror
Hie ALM 23 AL ze ROS
120s ALIM 25 ALM 78 F207 cu- <4
re um 27 ALA bes
7-708
Figura 3. Arreglo propuesto radial / radiat 230/23 kV
ARREGLO INT’s CUCHI's TC's TP’s APARTA
RAYOS
Doble anillo 12 26 78 6 6
(8 alimentadores)
Radial propuesta prep 9 2 30 6 6
(8 alimentadores)
Doble Anillo 6 14 42 6 6
(4 alimentadores)
Radiai propuesta prop 5 2 18 6 6
(4 alimentadores)
Tabta 1. Equipo eléctrico utilizado en arreglos de 23 kV.
70
ARREGLO INT's CUCHI's TC's TP’s APARTA
RAYOS
Interruptor y medio 12 36 6 6
Anillo 4 8 24 6 6
Radial Propuesta 2 6 _ 6
Tabla 2. Equipo eléctrico utilizado en arreglos de 230 kV.
ARREGLO ALIMEN- COSTOS |COSTO] COSTOPOR | COSTO COsTO
TADORES | TOTALES | EN% | ALIMEN- | PORMVA | POR MVA TADOR INST FIRME
AT Interrup.y/med 8 61,366,700.00] 160.0 | 7,670,837.00 | 511,389.00] 852,315.00
BT. Doble aniilo
AT. Anillo 8 57,332,890 00] 149.0 | 7,166,611 00 | 477,774.00 | 796,290.00
B.T Doble anillo
AT Radial 8 38,249,280.00| 100.0 | 4.781,160.00 | 318,744.00} 531,240.00
B.T. Radial
Tabla 3a. Costos totales para subestaciones de 230/23kV.
ARREGLO ALIMENTA | COSTOS TOTALES SIN |COSTO EN %
-DORES | TRANSFORMADORES DE
POTENCIA
A.T. Interruptor y medio 8 45,766,700.00 202.0
B.T. Dobie anillo
AT. Anillo 8 41,732,890.00 184.0
B.T. Doble anillo
A.T. Radial 8 22,649,280.00 100.0
B.T. Radial
Tabla 3b. Costos de subestaciones de 230/23 sin transformadores de potencia
7
2. Analisis comparativo para subestaciones de 85/23 kV.
Similarmente a !o indicado en el inciso anterior, en las figuras 4,5 y 6, se
presentan los diagramas analizados para subestaciones de 85/23kV y en las tablas 1
y 4 el equipo requerido para cada alternativa. El arreglo propuesto emplea en 85 kV
s6lo 2 interruptores, contra 4 que requiere el anillo y 5 que necesita el de doble barra
con amarre; también este nuevo arreglo emplea dos cuchillas contra 10 del anillo y
42 del de doble barra con amarre, y requiere 6 TC’s por 24 del anillo y 30 del de
doble barra con amarre. Finalmente se observa que esta alternativa no requiere de
TP’s en alta tensién mientras que se requieren de 6 en cada una de las otras
alternativas.
En el lado de 23 kV, el arreglo propuesto utiliza 5 interruptores, 2 cuchillas de
operacion con carga y 18 TC’s, mientras que el doble anillo emplea 6 interruptores,
14 cuchillas y 42 TC's, lo que impacta en el costo total de las subestaciones
presentado en fa tabla 5a, que es un resumen de tos costos detallados en el anexo
A.
Del esquema de costos de la tabla 5a, puede observarse que tanto el arreglo
anillo/doble anillo como el de doble barra/doble anillo cuestan 1.4 veces la alternativa
presentada.
Finalmente en la tabla 5b, se presenta la comparacion considerando el costo
total sin incluir el costo de los dos bancos de 30 MVA, con lo que podemos observar
que tanto el arreglo anillo/doble anillo como el doble barra/doble anillo cuestan 1.7
veces la alternativa propuesta.
Loon
F.gura 4. Arreglo doble barra con amarre / doble anitlo 85/23 kV
Ct
Lt Pilg
lt
Figura 5 Arreglo en anillo / doble anillo 85/23 kV
33
SE. SE.
LINEA DE TRANSMMSION © SUBTRANSMISION |
3 >
oO Mr
6
O a2
SUBESTACION COMPACTA ‘”
4 BO?
BCO. Baya -—
+ wie
ont pm
ani (e
‘201
Ne 1-202 ALIM 21 ALM 22 1-203
No 37. oa Tao 23 ALM 241205
Figura 6. Arreglo propuesto radial / radial 85/23 kV.
ARREGLO INT’s CUCHI's TC's TP's APARTA
RAYOS
Doble anitlo 12 26 78 6 6
(8 alimentadores)
Radial propuesta’ prep ) 9 2 30 6 6
(8 alimentadores)
Doble Anillo | 6 14 42 6 6
(4 alimentadores)
Radia! propuesta Prop 5 2 18 6 6
(4 alimentadores)
Tabla 1. Equipo eléctrico utilizado en arreglos de 23 KV
74
ARREGLO INT’s CUCHI's TC's TP’s, APARTA
RAYOS
Doble Barra con 5 12 30 6 6
Amarre
Anillo 4 10 24 6 6
Radial Propuesta 2 2 6 _ 6
Tabla 4. Equipo eléctrico utilizado en arreglos de 85 kV.
ARREGLO ALIMEN- COSTOS |COSTO| COSTO POR COSsTO | COSTO POR
TADORES | TOTALES | EN% | ALIMEN- POR MVA FIRME
TADOR MVA INST.
AT. Doble barra
con amarre 4 43,068,380.00 | 144.0 40,767,095.00 | 717,806.00 | 1,196,343.00
B.T. Doble anillo
AT. Anillo
B.T. Doble anillo 4 42,383,570.00 | 142.0 10,595,892.00 | 706,392.00 | 1,177,321.00
AT. Radial
B.T. Radia! 4 29,807,690.001100.0 |7,451,922.00 | 496,794.00 | 827,991.00
Tabla 5a. Costos totales para subestaciones de 85/23 kV
75
ARREGLO ALIMEN- |COSTOS TOTALES SIN| COSTO
TADORES | TRANSFORMADORES | EN %
DE POTENCIA
AT. Doble barra con
amarre 4 30,468 ,380.00 177.0
B.T. Doble anillo
A.T. Anillo 4 29,783,570.00 173.0
B.T. Doble anillo
A.T. Radial 4 17,207,690.00 100.0
B.T. Radial
Tabla 5b Costos de subestaciones de 85/23 kV sin transformadores de potencia
Debido a que la mayoria de los equipos son de importacion o tienen
componentes cuyos costos impactan en divisas extranjeras, se ha considerado un
tipo de cambio de 10 pesos mexicanos por dolar estadounidense.
76
ANEXO
ANEXO A
Costo de subestaciones para los arreglos analizados.
1.1, Interruptor y medio / doble anillo (230/23 kV).
4.2. Anillo / doble anillo (230/23 kV).
1.3. Radial / radial (230/23 kV).
1.4. Doble barra con amarre / doble anillo (85/23 kV).
1.5. Anillo / doble anillo (85/23 kV).
1.6. Radial / radial (85/23 kV).
4.1. Subestacion: Tipo LyF 230/23 kV.
Instalacion de: 2 bancos 221, 2 lineas de 230 kV, 8 alimentadores de 23 kV.
Arregto en: Interruptor y medio en 230 kV.
Arreglo en: Doble anillo en 23 kV.
CANTIDAD UNIDAD DESCRIPCION cosTo SUBTOTAL
UNITARIO
6 Pieza Apartarrayos para circuitos 7,970.00 47,820.00
de 23 kV clase estaci6n
6 Pieza Apartarrayos para circuitos 30,440.00 182,640.00
de 230 kV clase estacion
de OZN
2 Pieza Banco de potencia 3F, 7,800,000.00 15,600,000.00
230/23kV, 60 MVA
1 Banco Bateria tipo 4cido para 125 56,670.00 56,670.00
VCD de 216 A-H
77
CANTIDAD UNIDAD
24
12
fw HO
= N
Banco
Lote
Pieza
Pieza
Juego
Juego
Juego
Lote
Pieza
Pieza
Lote
Pieza
Pieza
Lote
Pieza
DESCRIPCION
Bateria tipo acido para 48
VCD de 50 A-H
Cable de control
Cargador de baterias 120
VCD, 35 A
Cargador de baterias 48
VCD, 20A
Cuchilla desconectadora 23
kV, 3F, 1200 A, 25 kA.
Operacion de manual
Cuchilla desconectadora 23
kV, 3F, 2000 A, 25 kA
Cuchilla desconectadora
230 kV, 3F, 2000 A, 40 kA,
mecanismo eléctrico
Equipo de alumbrado
Equipo de BLU
Equipo de tonos F6
Herrajes y conectores
Interruptor de potencia 23
kV, 3F, 1250 A, 25 kA
Interruptor de potencia 230
kV, 3F, 2000 A, 40 kA de
capacidad interruptiva
Material para sistema de
tierras
Reactor para neutro del
banco
78
CcOSTO
UNITARIO
10,000.00
62,500.00
29,670.00
21,420.00
84,330.00
95,830.00
231,670.00
12,500.00
258,670.00
97,830.00
62,500.00
126,670.00
800,000.00
12,500.00
41,250.00
SUBTOTAL
10,000.00
250,000.00
29,670.00
21,420.00
2,923,920.00
191,660.00
2,780,040.00
50,000.00
776,010.00
495,660.00
250,000.00
1,520,040.00
4,800,000.00
§0,000.00
82,500.00
CANTIDAD UNIDAD
36
Pieza
Pieza
Pieza
Pieza
Pieza
Pieza
Pieza
Pieza
Pieza
Pieza
Pieza
Pieza
DESCRIPCION
Registrador de eventos RIS
512P
Salon de tableros y barda
de la subestacion
Gabinete CPM para
alimentador de 23 kV
Gabinetes CPM para banco
Tablero CPM para linea
con proteccion de distancia
Tablero de servicio de
estacion tipo CLFC
Tablero de diferencia! de
barras
Tablero para la
transferencia de
potenciales
Trampa de onda para
citcuitos 230 kV
Transformadores de
corriente de 230 kV, rel.
600 x 1200/1000 x 2000:
5//5 A, intemperie
Transformador de corriente
45 kV rel 600: 5/5 A,
intemperie
Transformador de corriente
23 kV rel 1000 x 2000: 5//5
A MY
CcOSsTO
UNITARIO
195,000.00
2,625,000.00
97,500.00
256,670.00
231,170.00
325,000.00
216,670.00
84,330.00
25,670.00
102,330.00
8,750.00
17,170.00
SUBTOTAL
195,000.00
2,625,000.00
780,000.00
513,340.00
462,340.00
650,000.00
216,670.00
84,330.00
102,680.00
3,683,880.00
17,500.00
103,020.00
9
CANTIDAD UNIDAD
6 Pieza
4 Pieza
6 Pieza
2 Pieza
4 Pieza
DESCRIPCION
Transformador de potencial
230 kV rel 1200 & 1200 &
2000:1
Transformador de potencial
capacitivo de 230 kV
Transformador de potencial
23 kv rel 120:1
Transformador de servicio
de estacién con porta
fusibles
Unidad termina! remota
distribuida
Material electromecanico
Material de contruccién
Material civil
Transporte de carga y descarga
TOTAL DE MATERIAL
80
cOSsTO
UNITARIO
141,670.00
35,000.00
14,170.00
83,330.00
773,330.00
TOTAL
SUBTOTAL
850,020.00
140,000.00
85,020.00
166,660.00
773,330.00
40,366,840.00
40,366,840.00
12,115,310.00
4,846, 120.00
4,038,430.00
61,366,700.00
1.2. Subestacion: tipo LyF 230/23 kV.
Instalacién de: 2 bancos 221, 2 lineas de 230 kV, 8 alimentadores de 23 kV.
Arreglo en: anillo en 230 kV.
Arreglo en: doble anillo en 23 kV.
CANTIDAD UNIDAD
6 Pieza
6 Pieza
2 Pieza
1 Banco
4 Banco
4 Lote
4 Pieza
1 Pieza
24 Juego
2 Juego
DESCRIPCION
Apartarrayos para circuitos
de 23 kV clase estacién
Apartarrayos para circuitos
de 230 kV clase estacién
de OZN
Banco de potencia 3F,
230/23kV, 60 MVA
Bateria tipo acido para 125
VCD de 216 A-H
Bateria tipo acido para 48
VCD de 50 A-H
Cable de control
Cargador de baterias 120
VCD, 35A
Cargador de baterias 48
VCD, 20A
Cuchilla desconectadora 23
kV, 3F, 1200 A, 25 kA.
Operacién de manual
Cuchilla desconectadora 23
kV, 3F, 2000 A, 25 kA
81
costo
UNITARIO
7,970.00
30,440.00
7,800,000.00
56,670.00
10,000.00
62,500.00
29,670.00
21,420.00
84,330.00
95,830.00
SUBTOTAL
47,820.00,
182,640.00
15,600,000.00
56,670.00
10,000.00
250,000.00
29,670.00
21,420.00
2,023,920.00
191,660.00
CANTIDAD UNIDAD DESCRIPCION COSTO SUBTOTAL
UNITARIO -
8 Juego Cuchilla desconectadora 231,670.00 1,853,360.00
230 kV, 3F, 2000 A, 40 kA,
mecanismo eléctrico
4 Lote | Equipo de alumbrado 12,500.00 50,000.00
3 Pieza Equipo de BLU 258,670.00 776,010.00
2 Pieza Equipo de tonos F6 97,830.00 195,660.00
3 Lote Herrajes y conectores 62,500.00 187,500.00
42 Pieza_ Interruptor de potencia 23 126,670.00 1,520,040.00
kV, 3F, 1250 A, 25 kA
4 Pieza___Interruptor de potencia 230 800,000.00 3,200,000.00
kV, 3F, 2000 A, 40 kA de
capacidad interruptiva
4 Lote Material para sistema de 12,500.00 50,000.00
tierras
2 Pieza Reactor para neutro del 41,250.00 82,500.00
banco
1 Pieza _Registrador de eventos RIS 195,000. 195,000.00
512 P
1 Pieza Salon de tableros y barda 2,625,000.00 2,625,000.00
de la subestacion
8 Pieza Gabinete CPM para 97,500.00 780,000.00
alimentador de 23 kV
Pieza Gabinetes CPM para banco 256,670.00 513,340.00
Pieza Tablero CPM para linea 231,170.00 462,340.00
con proteccién de distancia
2 Pieza Tablero de sericio de 325,000.00 650,000.00
estacion tipo CLFC
82
CANTIDAD UNIDAD
24
Pieza
Pieza
Pieza
Pieza
Pieza
Pieza
Pieza
Pieza
Pieza
Pieza
DESCRIPCION
Tablero para fa
transferencia de
potenciales
Trampa de onda para
circuitos 230 kV
Transformadores de
corriente de 230 kV, rel.
600 x 1200/1000 x 2000:
5//5 A, intemperie
Transformador de corriente
15 kV rel 600: 5/5 A,
intemperie
Transformador de corriente
23 kV rel 1000 x 2000: 5//5
A
Transformador de potencial
230 kV rel 1200 & 1200 &
2000:1
Transformador de potencial
capacitivo de 230 kV
Transformador de potencial
23 kv rel 120:1
Transformador de servicio
de estacién con porta
fusibles
Unidad terminal remota
distribuida
83
costo
UNITARIO
84,330.00
25,670.00
102,330.00
8,750.00
17,170.00
141,670.00
35,000.00
14,170.00
83,330.00
773,330.00
SUBTOTAL
84,330.00
102,680.00
2,455,920.00
17,500.00
103,020.00
850,020.00
140,000.00
85,020.00
166,660.00
773,330.00
TOTAL
Materia! electromecanico
Material de contruccién
Material civil
Transporte de carga y descarga
TOTAL DE MATERIAL
Rd
36,333,030.00
36,333,030.00
12,115,310.00
4,846,120.00
4,038,430.00
57,332,890.00
1.3. Subestacién propuesta 230/23 kV.
Instalacion de: 2 bancos 221, 2 lineas de 230 kV, 8 alimentadores de 23 kv.
Arreglo: radial 230 kV.
Arreglo: radiat 23 kV.
CANTIDAD UNIDAD
6 Pieza
6 Pieza
2 Pieza
1 Banco
1 Banco
2 Lote
1 Pieza
1 Pieza
2 Juego
2 Juego
DESCRIPCION CcOsTO
UNITARIO
Apartarrayos para circuitos 7,970.00
de 23 kV clase estaci6n
Apartarrayos para circuitos 30,440.00
de 230 kV clase estacién
de OZN
Banco de potencia 3F, 7,800,000.00
230/23kV, 60 MVA
Bateria tipo acido para 125 56,670.00
VCD de 216 A-H
Bateria tipo acido para 48 10,000.00
VCD de 50 A-H
Cable de control 62,500.00
Cargador de baterias 120 29,670.00
VCD, 35A
Cargador de baterias 48 21,420.00
VCD, 20A
Cuchilta desconectadora 23 95,830.00
kV, 3F, 2000 A, 25 kA,
operacién con carga
Cuchilla desconectadora 231,670.00
230 kV, 3F, 2000 A, 40 kA,
mecanismo eléctrico
B85
SUBTOTAL
47,820.00
182,640.00
15,600,000.00
56,670.00
10,000.00
125,000.00
29,670.00
21,420.00
191,660.00
463,340.00
CANTIDAD UNIDAD
Lote
Lote
Pieza
1 Pieza
2 Pieza
2 Lote
2 Pieza
1 Pieza
1 Pieza
8 Pieza
2 Pieza
2 Pieza
6 Pieza
DESCRIPCION
Equipo de alumbrado
Herrajes y conectores
{nterruptor de potencia 23
kV, 3F, 1250 A, 25 kA,
removible
Interruptor de potencia 23
kV, 3F, 2000A, 25 kA,
temovible
Interruptor de potencia 230
kV, 3F, 2000 A, 40 kA de
capacidad interruptiva
Material para sistema de
tierras
Reactor para neutro del
banco
Registrador de eventos RIS
512 P
Salén de tableros y barda
de fa subestaci6n
Gabinete CPM para
alimentador de 23 kV
Gabinetes CPM para banco
Tablero de servicio de
estacién tipo CLFC
Transformadores de
corriente de 230 kV, rel.
600 x 1200/1000 x 2000:
5//5 A, intemperie
86
cosTo
UNITARIO
12,500.00
62,500.00
104,000.00
125,000.00
800,000.00
12,500.00
41,250.00
195,000.00
1,312,500.00
133,330.00
133,330.00°
325,000.00
102,330.00
SUBTOTAL
25,000.00
125,000.00
832,000.00
125,000.00
1,600,000.00
25,000.00
82,500.00
195,000.00
1,312,500.00
1,066,640.00
266,660.00
650,000.00
613,980.00
CANTIDAD UNIDAD
2 Pieza
6 Pieza
24 Pieza
6 Pieza
2 Pieza
4 Pieza
DESCRIPCION
Transformador de corriente
15 kV rel 600: 5/5 A,
intemperie
Transformador de corriente
23 kV rel 1000 x 2000: 5/5
A
Transformador de corriente
23 kV rel 600 x 1200:5/A
tipo pasamuro
Transformador de potencial
23 kv rel 120 :1
Transformador de servicio
de estacién con _ porta
fusibles
Unidad terminal remota
distribuida
Material electromecanico
Material de contruccion
Material civil
Transporte de carga y descarga
TOTAL DE MATERIAL
87
costo
UNITARIO
8,750.00
17,170.00
16,670.00
14,170.00
83,330.00
773,330.00
TOTAL
SUBTOTAL
17,500.00
103,020.00
400,080.00
85,020.00
166,660.00
773,330.00
25,193,110.00
25,193,110.00
7,532,410.00
3,012,960.00
2,510,800.00
38,249,280.00
“uo
1.4. Subestacion: Tipo LyF de 85/23 kV.
Instalacién de: 2 bancos 82, 2 lineas de 85 kV, 4 alimentadores de 23 kV.
Arreglo en: Doble barra con amarre en 85 kV.
Arreglo en: Doble anillo en 23 kV.
CANTIDAD UNIDAD
14
Pieza
Pieza
Pieza
Banco
Banco
Lote
Pieza
Pieza
Juego
DESCRIPCION
Apartarrayos para circuitos
de 23 kV clase estacion
Apartarrayos para circuitos
de 85 kV clase estacién de
OZN
Banco de potencia 3F,
85/23kV, 30 MVA
Bateria tipo acido para 125
VCD de 216 A-H
Bateria tipo acido para 48
VCD de 50 A-H
Cable de control
Cargador de baterias 120
VCD, 35A
Cargador de baterias 48
VCD, 20A
Cuchilla desconectadora 23
kV, 3F, 1200 A, 25 kA,
mecanismo operacioén
manual
88
costo
UNITARIO
7,970.00
18,500.00
6,300,000.00
56,670.00
10,000.00
62,500.00
29,670.00
21,420.00
84,330.00
SUBTOTAL
47,820.00
141,000.00
12,600,000.00
56,670.00
10,000.00
187,500.00
29,670.00
21,420.00
1,180,620.00
CANTIDAD UNIDAD DESCRIPCION costo SUBTOTAL
UNITARIO
12 Juego Cuchilla desconectadora 85 131 000.00 1,572,000.00
kV, 3F, 1600 A, 40 KA,
Mecanismo eléctrico
4 Lote Equipo de alumbrado 12,500.00 50,000.00
3 Lote Equipo de BLU 258,670.00 776,010.00
2 Lote Equipo de tonos F6 97,830.00 195,660.00
3 Lote Herrajes y conectores 62,500.00 187,500.00
6 Pieza_ Interruptor de potencia 23 126,670.00 760,020.00
kV, 3F, 1250 A, 25 kA
5 Pieza_ Interruptor de potencia 85 391,670.00 1,958,350.00
kV, 3F, 2000 A, 31.5 kA de
capacidad interruptiva
4 Lote Material para sistema de 12,500.00 50,000.00
tierras (p/b)
2 Pieza Reactor para neutro del 41,250.00 82,500.00
banco
1 Pieza Registrador de eventos RIS 195,000.00 495,000.00
512 P
1 Pieza Salén de tableros y barda de 2,625,000.00 2,625,000.00
la subestacion
4 Pieza Gabinete CPM para 97,500.00 390,000.00
alimentador de 23 kV
2 Pieza Gabinetes CPM para banco 256,670.00 513,340.00
2 Pieza Tablero CPM para linea con 231,170.00 462,340.00
proteccién de distancia
2 Pieza Tablero de servicio de 325,000.00 $50,000.00
estaci6n tipo CLFC
89
CANTIDAD UNIDAD
30
Pieza
Pieza
Pieza
Pieza
Pieza
Pieza
Pieza
Pieza
Pieza
Pieza
Pieza
Pieza
DESCRIPCION
Tablero para baja frecuencia
Tablero para la diferencial de
barras
Trampa de onda para
circuitos 85 kV
Tablero para la transferencia
de potenciales
Transformador de corriente
de 85 kV, rel. 400 x
800/1200: 5//5 A, intemperie
Transformador de corriente
15 kV rel 600: 5/5 A,
intemperie
Transformador de corriente
23 kV rel 1000 x 2000° 5/5 A
Transformador de potenciat
85 kV rel 400 & 400 & 800:1
Transformador de potencial
capacitivo de 85 kV
Transformador de potencial
23 kv rel 120:1
Transformador de servicio
de estacion con porta
fusibles
Unidad terminal remota
distribuida
90
costo
UNITARIO
41,670.00
216,670.00
25,170.00
84,330.00
48,830.00
8,750.00
17,170.00
67,500.00
33,330.00
414,170.00
83,330.00
773,330.00
SUBTOTAL
41,670.00
216,670.00
100,680.00
84,330.00
1,494,900.00
17,500.00
103,020.00
405,000.00
133,320.00
85,020.00
166,660.00
773,230.00
Material electromecanico
Material de contruccién
Material civil
Transporte de carga y descarga
TOTAL DE MATERIAL
ot
TOTAL 28,334 420.00
28,334,420.00
8,500,370.00
3,400,140.00
2,833,450.00
43,068,380.00
41.5. Subestacién: tipo LyF 85/23 kV.
Instalacién de: 2 bancos 82, 2 lineas de 85 kV, 4 alimentadores de 23 kV.
Arregio en: Anillo en 85 kV.
Arreglo en: Doble anilto en 23 kV.
CANTIDAD UNIDAD
6 Pieza
6 Pieza
2 Pieza
1 Banco
1 Banco
3 Lote
1 Pieza
4 Pieza
14 Juego
DESCRIPCION
Apartarrayos para circuitos
de 23 kV clase estacién
Apartarrayos para circuitos
de 85 kV clase estacion de
OZN
Banco de potencia 3F,
85/23kV, 30 MVA
Bateria tipo acido para 125
VCD de 216 A-H
Bateria tipo acido para 48
VCD de 50 A-H
Cable de control
Cargador de baterias 120
VCD, 35A
Cargador de baterias 48
VCD, 20A
Cuchilla desconectadora 23
kV, 3F, 1200 A, 25 kA,
mecanismo operacion
manual
COSsTO
UNITARIO
7,970.00
18,500.00
6,300,000.00
56,670.00
10,000.00
62,500.00
29,670.00
21,420.00
84,330.00
SUBTOTAL
47,820.00
111,000.00
12,600,000.00
56,670.00
10,000.00
187,500.00
29,670.00
21,420.00
1,180,620.00
CANTIDAD UNIDAD
10
Oo wn WO
Juego
Lote
Lote
Lote
Lote
Pieza
Pieza
Lote
Pieza
Pieza
Pieza
Pieza
Pieza
Pieza
Pieza
DESCRIPCION
Cuchilla desconectadora 85
kV, 3F, 1600 A, 40 kA,
mecanismo eléctrico
Equipo de alumbrado
Equipo de BLU
Equipo de tonos F6
Herrajes y conectores
\Interruptor de potencia 23
kV, 3F, 1250 A, 25 kA
interruptor de potencia 85
kV, 3F, 2000 A, 31.5 kA de
capacidad interruptiva
Material para sistema de
tierras (p/b)
Reactor para neutro del
banco
Registrador de eventos RIS
512P
Salon de tableros y barda
de la subestaci6n
Gabinete CPM para
alimentador de 23 kV
Gabinetes CPM para banco
Tablero CPM para linea
con proteccién de distancia
Tablero de servicio de
estacion tipo CLFC
CcOSTO SUBTOTAL
UNITARIO
131,000.00 1,310,000.00
12,500.00 50,000.00
258,670.00 776,010.00
97,830.00 195,660.00
62,500.00 187,500.00
126,670.00 760,020.00
391,670.00 1,566,680.00
12,500.00 50,000.00
41,250.00 82,500.00
195,000.00 195,000.00
2,625,000.00 2,625,000.00
97,500.00 390,000.00
256,670.00 513,340.00
231,170.00 462,340.00
325,000.00 650,000.00
CANTIDAD UNIDAD
24
Pieza
Pieza
Pieza
Pieza
Pieza
Pieza
Pieza
Pieza
Pieza
Pieza
DESCRIPCION
Tablero para _transferencia
de potenciales
Trampa de onda para
circuitos 85 kV
Transformadores de
corriente de 85 kV, rel. 400
x 800/1200: 5/5 A,
intemperie
Transformador de corriente
15 kV rel 600: 5/5 A,
intemperie
Transformador de corriente
23 kV rel 1000 x 2000: 5/5
A
Transformador de potencial
85 kV rel 400 & 400 &
800:1
Transformador de potencial
capacitivo de 85 kV
Transformador de potencial
23 kv rel 120 :1
Transformador de servicio
de estacién con porta
fusibles
Unidad terminal remota
distribuida
94
costo
UNITARIO -
84,330.00
25,170.00
49,830.00
8,750.00
17,170.00
67,500.00
33,330.00
14,170.00
83,330.00
773,330.00
SUBTOTAL
84,330.00
400,680.00
1,195,920.00
17,500.00
103,020.00
405,000.00
133,320.00
85,020.00
166,660.00
773,330.00
Material electromecanico
Material de contruccién
Material civil
Transporte de carga y descarga
TOTAL DE MATERIAL
95
TOTAL 28,323,530.00
28,323,530.00
8,111,570.00
3,244,620.00
2,703,850.00
42,383,570.00
1.6. Subestacién: propuesta 85/23 kV.
Instalacion de: 2 bancos 82, 4 alimentadores de 23 kV.
Arreglo: radial 85 kV.
Arreglo: radial 23 kV.
CANTIDAD UNIDAD
6 Pieza
6 Pieza
2 Pieza
1 Banco
1 Banco
2 Lote
1 Pieza
1 Pieza
2 Juego
2 Juego
DESCRIPCION
Apartarrayos para circuitos
de 23 kV clase estacion
Apartarrayos para circuitos
de 85 kV clase estacién de
OZN
Banco de potencia 3F,
85/23kV, 30 MVA
Bateria tipo acido para 125
VCD de 216 A-H
Bateria tipo acido para 48
VCD de 50 A-H
Cable de control
Cargador de baterias 120
VCD, 35A
Cargador de baterias 48
VCD, 20A
Cuchilla desconectadora 85
kV, 3F, 1600 A, 40 kA,
mecanismo eléctrico
Cuchitila desconectadora 23
kV, 3F, 2000 A, 25 kA,
operaci6n con carga
96
cosToO
UNITARIO
7,970.00
18,500.00
6,300,000.00
56,670.00
10,000.00
62,500.00
29,670.00
21,420.00
131,000.00
95,830.00
SUBTOTAL
47,820.00
111,000.00
12,600,000.00
56,670.00
10,000.00
425,000.00
29,670.00
21,420.00
262,000.00
191,660.00
CANTIDAD UNIDAD
nN
Lote
Lote
Pieza
Pieza
Pieza
Lote
Pieza
Pieza
Pieza
Pieza
Pieza
Pieza
Pieza
DESCRIPCION
Equipo de alumbrado
Herrajes y conectores
Interruptor de potencia 23
kV, 3F, 1250 A, 25 KA,
temovible
Interruptor de potencia 23
kV, 3F, 2000 A, 25 kA,
removible
Interruptor de potencia 85
kV, 3F, 2000 A, 40 kA de
capacidad interruptiva
Material para sistema de
tierras (p/b)
Reactor para neutro del
banco
Registrador de eventos RIS
512 P
Salon de tableros y barda
de {a subestacion
Gabinete CPM para
alimentador de 23 kV
Gabinetes CPM para banco
Tablero de servicio de
estaci6n tipo CLFC
Transformadores de
corriente de 85 kV, rel. 400
x 800/1200: 5/5 A,
intemperie
97
cosTo
UNITARIO
12,500.00
62,500.00
104,000.00
125,000.00
391,670.00
12,500.00
41,250.00
195,000.00
1,312,500.00
133,330.00
133,330.00
325,000.00
49,830.00
SUBTOTAL
25,000.00
125,000.00
416,000.00
125,000.00
783,340.00
25,500.00
82,500.00
195,000.00
1,342,500,00
533,320.00
266,660.00
650,000.00
298,980.00
CANTIDAD UNIDAD
2 Pieza
42 Pieza
6 Pieza
6 Pieza
2 Pieza
1 Pieza
DESCRIPCION
Transformador de corriente
45 kV rel 600: 5/5 A,
intemperie
Transformador de corriente
23 kV rel 600 x 1200: 5/5
A, tipo pasamuro
Transformador de corriente
23 kV rel 1000 x 1200:5/5
A
Transformador de potencial
23 kv rei 120 :14
Transformador de servicio
de estacién con porta
fusibles
Unidad terminal remota
distribuida
Material electromecanico
Material de contruccion
Material civil
Transporte de carga y descarga
TOTAL DE MATERIAL
98
cOsTO
UNITARIO
8,750.00
16,670.00
17,170.00
14,170.00
83,330.00
773,330.00
TOTAL
SUBTOTAL
47,500.00
200,040.00
103,020.00
85,020.00
166,660.00
773,330.00
19,639,590.00
19,639,590.00
5,866,220.00
2,346,480.00
1,955,400.00
29,807 ,690.00
ANEXO
ANEXO B
Simbolos eléctricos uiilizados en los diagramas.
Apartarrayos
Cuchilla desconectadora
Cuchilla desconectadora operada con motor
Cuchilla desconectadora de puesta a tierra
Cuchilla desconectadora con fusible
Interruptor
Interruptor desmontable
Transformador de potencia
Transformador de corriente
Transformador de potencial
”
CONCLUSIONES
CONCLUSIONES
. Aplicando los criterios de disefio propuestos para las subestaciones eléctricas de
230/23 kV y de 85/23 kV éstas pueden ubicarse perfectamente dentro de los
derechos de via de las lineas de transmision de 230 y 85 kV respectivamente,
cuyos derechos de via son de 30 m para las lineas de 230 kV y de 17 m para
las de 85 kV.
. Las subestaciones compactas con arreglo radial tanto en alta como en baja
tension requieren de muy poco equipo, por lo que ofrecen ahorros sustanciales
con respecto a los esquemas tradicionalmente empleados en LFC y Hegan a ser
hasta del 100% en relacion at arreglo de interruptor y medio / doble anillo de 230 a
23 kV.
_El esquema propuesto es muy confiable debido a que los bancos de
transformacién estan conectados a diferentes circuitos, por lo que la eventualidad
de falla de una de las lineas no afecta a la carga, ya que ésta se puede llevar por
el banco alimentado del otro circuito.
. Este esquema hace uso de los equipos eléctricos tipo convencional que LFC
fequiere para sus obras, fos cuales deben poder intercambiarse sin ninguna
dificultad en cualquier area del sistema.
. Se ha considerado que los espacios del derecho de via son propiedad de LFC,
por Io tanto no debe existir ningun problema en realizar el acomodo fisico en ellos.
_ El disefio propuesto requiere necesariamente de una reduccion en las distancias
eléctricas normalmente utilizadas por LFC, sin llegar a sacrificar la seguridad del
sistema debido a que dichas distancias cumplen con las normas establecidas.
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7. Por las ventajas descritas anteriormente !a alternativa propuesta cumple con los
requerimientos de LFC en cuanto a conflabilidad, flexibilidad y continuidad de
servicio.
8. Es de pensarse también que soluciones a este tipo de subestaciones puede haber
mas, siendo las mas simptes las que toman en consideracién el uso de
subestaciones encapsuladas con aislamiento en SFe, pero en los tiempas actuales
cuando cualquier esfuerze por reducir el costo de inversiones en las empresas es
primordial, el presente trabajo significa una opcion viable y practica que
seguramente ofrecera a las compafias suministradoras, una alternativa
interesante para el disefio y construccién de subestaciones de distribucion.
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